Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Красноярскэнергосбыт"
| Номер в ГРСИ РФ: | 43316-09 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск |
| 43316-09: Описание типа СИ | Скачать | 724.5 КБ |
Для измерений и коммерческого (технического) учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. Для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности). Область применения: ОАО "Красноярскэнергосбыт" и граничащих с ней по цепям электроснабжения энергосистемах, промышленных и другие энергопотребляющих (энергопоставляющих) предприятиях.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 43316-09 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО "Красноярскэнергосбыт" |
| Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94 и тех.документация ООО |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2009 |
| Страна-производитель | Россия |
| Центр сертификации СИ | |
| Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМС |
| Адрес центра | 119361, г.Москва, Озерная ул., 46 |
| Руководитель центра | Кононогов Сергей Алексеевич |
| Телефон | (8*095) 437-55-77 |
| Факс | 437-56-66 |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | . . |
| Номер сертификата | 38514 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | 13д от 24.12.09 п.333 |
Производитель / Заявитель
ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск
Россия
660022, ул.Партизана Железняка, 18. оф.6-03, 660022, ул.Мате Залки, д.4 "Г"; Тел. (391) 2776655; Факс 2776600
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП ВНИИМС |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 43316-09: Описание типа СИ | Скачать | 724.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» (в дальнейшем - АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт») предназначена для измерений и коммерческого (технического) учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
Область применения: ОАО «Красноярскэнергосбыт» и граничащих с ней по цепям электроснабжения энергосистемах, промышленных и другие энергопотребляющих (энергопоставляющих) предприятиях.
Описание
АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» представляет собой двухуровневую (ИК №1,2) и трехуровневую (ИК №3-15) систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.Уровень измерительно-информационного комплекса (ИИК) выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока и напряжения, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии. Уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), в который входит контролер Сикон С70, обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующей аппаратуры). Уровень информационновычислительного комплекса (ИВК) представляет собой центральное устройство сбора данных (сервер), коммутационные средства, рабочие станции и специальное программное обеспечение. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчётов.
В состав АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» входит несколько видов измерительных каналов (ИК):
z- ИК с уровнем ИВКЭ, представлены в таблице 1 А;
- ИК без уровня ИВКЭ, представлены в таблице 1Б.
___________________________________________________Таблица 1А
|
№ ИК |
Наименование ПС |
Наименование точки учета (измерения) |
|
3 4 |
ПС "РП КЗТЭ" |
ПС "РП КЗТЭ"; ВЛЭП 220кВ Д-16 ПС "РП КЗТЭ"; ОВ 220кВ |
|
5 6 7 8 9 10 |
ПС ТОК" |
ПС ТОК" bb.1T 35 кВ ПС ТОК" вв.2Т 35 кВ ПС ТОК" В1-1Т 6 кВ ПС "ГОК" В2-2Т 6кВ ПС "ГОК" ВЗ-1Т 6 кВ ПС "ГОК" В4-2Т 6 кВ |
|
11 12 13 |
ПС "ЭХЗ" |
ПС "ЭХЗ" ВЛ-110кВ С-104 ПС "ЭХЗ" ВЛ-110кВ С-105 ПС "ЭХЗ" ВЛ-110кВ С-106 |
|
14 15 |
ПС "Ирбинская" |
ПС "Ирбинская" bb.1T 6кВ ПС "Ирбинская" вв.2Т 6кВ |
Таблица 1Б
|
№ ИК |
Наименование ПС |
Наименование точки учета (измерения) |
|
1 |
ПС "Красный хутор" |
ПС "Означенное районная" ВЛ-35кВ Т-73 в сторону ПС "Красный хутор" ТП-715 |
|
2 |
ПС "Никитино" |
ПС "Означенное районная" ВЛ-35кВ Т-73 в сторону ПС "Никитино" ТП-718 |
Система обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и сервере сбора данных может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики Альфа A1802-RAL, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05 и Меркурий 230 производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P=U I cos(p) и полную мощность (S=U I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений Р на 30-минутных интервалах времени. Для ИК использующих в своем составе ИВКЭ, подключение счётчиков к УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходит сбор, накопление и передача измерительной информации на уровень ИВК. Измеренные значения активной (реактивной) электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных сервера. Для передачи данных от счетчиков (ИК 1, 2) и УСПД (3 - 15) на уровень ИВК организован канал GSM- сети, обеспечивающий скорость передачи не менее 9 600 бит/с. В качестве резервного канала связи используется канал GSM- сети другого оператора связи. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных сервера.
АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» имеет систему обеспечения точного времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, сервера сбора данных и имеет нормированную точность. Коррекция системного времени производится, не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS приемника, подключенного к серверу.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» соответствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращений активной электрической энергии, измерений календарного времени, интервалов времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам Альфа A1802-RAL, СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05 и Меркурий 230 (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на компьютер высшего уровня.
В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 35 суток. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Для защиты информации и измерительных каналов АИИС КУЭ от несанкционированного вмешательства предусмотрена механическая и программная защита. Все кабели, приходящие на счетчик от измерительных трансформаторов и сигнальные кабели от счетчика, кроссируются в пломбируемом отсеке счетчика.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Технические характеристики
____________________ ____ ____ Таблица 1
|
параметр |
значение |
|
Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии. |
Вычисляются по методике поверки в зависимости от состава ИК. Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 2 |
|
Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц |
220± 22 50 ±1 |
|
Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °C - трансформаторов тока и напряжения, °C |
-10...+50 -40...+50 |
|
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счет- |
|
чиков, не более, мТл |
0,5 |
|
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и TH, % от номинального значения |
25-100 |
|
Потери напряжения в линии от TH к счетчику, не более, % |
0,25 |
|
Первичные номинальные напряжения, кВ |
220; 110; 10; 6; 0,4; |
|
Первичные номинальные токи, кА |
2; 1,5; 1; 0,4; 0,1; 0,03; |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
100; 380 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
5 |
|
Количество точек учета, шт. |
15 |
|
Интервал задания границ тарифных зон, минут |
30 |
|
Абсолютная погрешность при измерении текущего времени в системе и ее компонентах, не более, секунд |
±5 |
|
Средний срок службы системы, лет |
15 |
Таблица 2
Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении электрической энергии, %.
|
№ И К |
Состав ИК |
cos <р (sin ф) |
±8 1(2) %1 11(2)* %<1<15% |
±8 5%1 15%<Ы20% |
±8 20%1 I2O%<ISI1OO% |
±8 юо%1 |
|
ТТ класс точности 0,5 S TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) |
1 |
2,6 |
2,0 |
1,9 |
1,9 | |
|
0,8 (инд.) |
3,5 |
2,5 |
2,2 |
2,2 | ||
|
0,5 (инд.) |
5,8 |
3,8 |
3,1 |
3,1 | ||
|
ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
4,8 |
4,4 |
4,4 |
4,8 | |
|
0,5 (0,87) |
4,0 |
3,8 |
3,8 |
4,0 | ||
|
см |
ТТ класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) |
1 |
не норм |
2,3 |
1,9 |
1,8 |
|
0,8 (инд.) |
не норм |
3,3 |
2,3 |
2,1 | ||
|
0,5 (инд.) |
не норм |
5,8 |
2,9 |
2,9 | ||
|
ТТ класс точности 0,5 Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
не норм |
5,9 |
4,6 |
4,3 | |
|
0,5 (0,87) |
не норм |
4,4 |
3,9 |
3,8 | ||
|
ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) |
1 |
не норм |
1,9 |
1,3 |
1,1 | |
|
0,8 (инд.) |
не норм |
2,9 |
1,8 |
1,4 | ||
|
0,5 (инд.) |
не норм |
5,5 |
3,1 |
2,4 | ||
|
ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
не норм |
5,2 |
3,7 |
3,3 | |
|
0,5 (0,87) |
не норм |
3,4 |
2,8 |
2,6 | ||
|
о 1 |
ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 S (активная энергия) |
1 |
не норм |
2,4 |
2,0 |
1,9 |
|
0,8 (инд.) |
не норм |
3,4 |
2,5 |
2,2 | ||
|
0,5 (инд.) |
не норм |
5,9 |
3,7 |
3,1 | ||
|
ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
не норм |
5,9 |
3,5 |
3,0 | |
|
0,5 (0,87) |
не норм |
4,2 |
2,9 |
2,7 |
|
______ 11-13 |
ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) |
1 |
не норм |
1,9 |
1,3 |
1,1 |
|
0,8 (инд.) |
не норм |
2,9 |
1,8 |
1,4 | ||
|
0,5 (инд.) |
не норм |
5,5 |
3,1 |
2,4 | ||
|
ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
не норм |
4,7 |
2,7 |
2,1 | |
|
0,5 (0,87) |
не норм |
3,0 |
1,9 |
1,6 | ||
|
14-15 |
ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) |
1 |
не норм |
2,4 |
2,0 |
1,9 |
|
0,8 (инд.) |
не норм |
3,4 |
2,5 |
2,2 | ||
|
0,5 (инд.) |
не норм |
5,9 |
3,7 |
3,1 | ||
|
ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
не норм |
6,0 |
4,7 |
4,4 | |
|
0,5 (0,87) |
не норм |
4,5 |
3,9 |
3,8 |
Примечание: Погрешность нормируется для тока I от 2% до 5% номинального значения при COS(p<l.
В процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления сертификата об утверждении типа АИИС КУЭ: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно требованиям ст. 4.2 МИ 2999-2006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Для разных сочетаний классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении энергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации рассчитываются согласно алгоритмам, приведенным в методике поверки АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт».
Пределы допускаемой относительной погрешности по средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах:
$р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, в процентах;
-пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.2 при измере
нии электроэнергии, в процентах;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации транс
форматоров тока и напряжения;
Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт»ч);
Тер - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности по средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
Jr 3600(9йд
•100,где
- величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тер - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблице 3,4 и 5.
Таблица 3.
|
Канал учета |
Средство измерений |
Наименование измеряемой величины | |||
|
Номер измерит канала |
Код точки измерения |
Наименование объекта учета (измерительного канала) |
вид СИ |
обозначение, тип, метрологические характеристики | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС "Означенное районная" ВЛ-35кВ Т-73 в сторону ПС "Красный хутор" ТП-715 |
TH трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 №2860 Коэфф, тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 №Гос.р. 16687-07 |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТПЛ-10-М-У2 А №2664 С №2669 Коэфф, тр. 30/5 Кл.т. 0,5S № Гос. р. 22192-07 |
Первичный ток, Г | |||
|
Счетчик (основной) |
Меркурий 230 №02522157 Кл.т. 0,5S/l,0 1ном= 5 А; № Гос. р. 23345-07 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
Счетчик (Резервный) |
Меркурий 230 № 03377583 | ||||
|
2 |
ПС "Означенное районная" ВЛ-35кВ Т-73 в сторону ПС "Никитино" ТП-718 |
TH трансформатор напряжения |
Прямое включение |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
Т-0,66 УЗ А №77176 В №77089 С №77092 Коэфф, тр. 100/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 40473-09 |
Первичный ток, Г | |||
|
Счетчик (основной) |
Меркурий 230 №01719061 Кл.т. 0,5S/l,0 1ном= 5 А; № Гос. р. 23345-07 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
Счетчик (Резервный) |
Меркурий 230 № 01838366 | ||||
|
3 |
ПС "РП КЗТЭ"; ВЛЭП 220кВ Д-16 |
TH трансформатор напряжения |
НКФ-220-58У1 А №15612 В №16031 С №15881 Коэфф, тр. 220000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 26453-08 |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТВ-220-25У2 А№ 141/1 В № 141/2 С № 141/3 Коэфф, тр. 1000/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 20644-05 |
Первичный ток, Г | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М №0808081215 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А; № Гос. р. 36697-08 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
4 |
ПС "РП КЗТЭ"; ОВ 220кВ |
TH трансформатор напряжения |
НКФ-220-58У1 А №16001 В №15535 С №16045 Коэфф, тр. 220000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 26453-08 |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТФЗМ-220Б-1УУ1 А № 12368 В № 12345 С № 12437 Коэфф, тр. 2000/5 Кл.т. 0,5 №Гос. р. 31548-06 |
Первичный ток, Ii | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М №0808081143 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А; № Гос. р. 36697-08 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
5 |
ПС ТОК"вв.1Т35 кВ |
TH трансформатор напряжения |
3HOM-35 А №1239976 В №1252892 С №1252893 Коэфф, тр. 35000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 912-07 |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТФЗМ-35 А №35405 С №35404 Коэфф, тр. 100/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 26417-06 |
Первичный ток, Ii |
|
Счетчик |
ПСЧ-4ТМ.05 № 0304080006 Кл.т. 0,5S/l,0 1ном= 5 А; № Гос. р. 27779-04 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
6 |
ПС ТОК" вв.2Т 35 кВ |
TH трансформатор напряжения |
3HOM-35 А №1252923 В №1252910 С №1252897 Коэфф, тр. 35000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 912-07 |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТФЗМ-35 А №35383 С №35382 Коэфф, тр. 100/5 Кл.т. 0,5 №Гос. р. 26417-06 |
Первичный ток, Г | |||
|
Счетчик |
ПСЧ-4ТМ.05 № 0304080013 Кл.т. 0,5S/l,0 1ном= 5 А; № Гос. р. 27779-04 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
7 |
ПС ТОК" В1-1 Тб кВ |
TH трансформатор напряжения |
НАМИТ-10 А №2070 Коэфф, тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 16687-07 |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТОЛ-Ю ТПОЛ-10 А №18224 С №3571 Коэфф, тр. 800/5 Кл.т. 0,5 №Гос.р. 15128-07 №Гос. р. 1261-08 |
Первичный ток, Ii | |||
|
Счетчик |
ПСЧ-4ТМ.05 № 0304080034 Кл.т. 0,5S/l,0 1ном= 5 А; № Гос. р. 27779-04 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
8 |
ПС "ГОК" В2-2Т 6 кВ |
TH трансформатор напряжения |
НАМИ-10 А №2882 Коэфф, тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 11094-87 |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТОЛ-Ю А №18221 С №18223 Коэфф, тр. 800/5 Кл.т. 0,5 №Гос. р. 15128-07 |
Первичный ток, Г |
|
Счетчик |
ПСЧ-4ТМ.05 № 0304080090 Кл.т. 0,5S/l,0 1ном= 5 А; № Гос. р. 27779-04 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
9 |
ПС ТОК" ВЗ-1Т 6 кВ |
TH трансформатор напряжения |
НАМИ-ЮУ 2 А №2830 Коэфф, тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 №Гос. р. 11094-87 |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТОЛ-10 ТПОЛ-Ю А №18231 С №4937 Коэфф, тр. 800/5 Кл.т. 0,5 №Гос. р. 15128-07 №Гос. р. 1261-08 |
Первичный ток, Г | |||
|
Счетчик |
ПСЧ-4ТМ.05 №0304080111 Кл.т. 0,5S/l ,0 1ном= 5 А; № Гос. р. 27779-04 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
10 |
ПС "ГОК" В4-2Т 6 кВ |
TH трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 А№ 1509 Коэфф, тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 №Гос. р. 2611-70 |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТОЛ-Ю А №18225 С №18222 Коэфф, тр. 800/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 38395-08 |
Первичный ток, Ii | |||
|
Счетчик |
ПСЧ-4ТМ.05 №0304080124 Кл.т. 0,5S/l,0 1ном= 5 А; № Гос. р. 27779-04 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
11 |
ПС "ЭХЗ" ВЛ-ИОкВ С-104 |
TH трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 А №932870 В №788593 С №788623 Коэфф, тр. 110000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 14205-05 |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТФЗМ-110Б-П-91 А №5569 В №5125 С №2405 Коэфф, тр. 1500/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2793-88 |
Первичный ток, Ii |
|
Счетчик |
A1802-RAL №01198436 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А; №Гос. р. 31857-06 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
12 |
ПС "ЭХЗ" ВЛ-ПОкВ С-105 |
TH трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 А №932858 В №932853 С №932855 Коэфф, тр. 110000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 14205-05 |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТФЗМ-ПОБ-П-91 А №2661 В №2672 С №2636 Коэфф, тр. 1500/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2793-88 |
Первичный ток, Ii | |||
|
Счетчик |
A1802-RAL №01198444 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А; №Гос. р. 31857-06 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
13 |
ПС "ЭХЗ” ВЛ-ПОкВ С-106 |
TH трансформатор напряжения |
НКФ-110-57 А №788613 В №788590 С №788586 Коэфф, тр. 110000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 14205-05 |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТФЗМ-ИОБ-П-91 А №2651 В №5795 С №5610 Коэфф, тр. 1500/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2793-88 |
Первичный ток, Ii | |||
|
Счетчик |
A1802-RAL №01198437 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 5 А; №Гос. р. 31857-06 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
14 |
ПС "Ирбинская" bb.1T 6кВ |
TH трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 А №11802 Коэфф, тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2611-70 |
Первичное напряжение, Ui |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТПШЛ-10 А №3644 С №3440 Коэфф, тр. 2000/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 1423-60 |
Первичный ток, Г | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 № 0808080822 Кл.т. 0,5S/l,0 1ном= 5 А; № Гос. р. 36697-08 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | |||
|
15 |
ПС "Ирбинская" вв.2Т 6кВ |
TH трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 А №4510 Коэфф, тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2611-70 |
Первичное напряжение, Ui | |
|
ТТ трансформаторы тока |
ТПШЛ-10 А №2978 С №3403 Коэфф, тр. 2000/5 Кл.т. 0,5 № Гос. р. 1423-60 |
Первичный ток, Ii | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М.01 №0808080766 Кл.т. 0,5S/l,0 1ном= 5 А; № Гос. р. 36697-08 |
Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq |
Таблица 4.
|
Наименование средств измерений |
Количество приборов в АИИС КУЭ ОАО «Красноярск-энергосбыг» |
Номер в Госреестре средств измерений |
|
Измерительные трансформаторы тока ГОСТ 7746: ТПЛ-10-М-У2, Т-0,66 УЗ, ТВ-220-25У2, ТФЗМ-220Б-ГУУ1, ТФЗМ-35, ТПОЛ-Ю, ТОЛ-Ю ТФЗМ-1ЮБ-П-91, ТПШЛ-10 |
Согласно схеме объекта учета |
22192-07; 40473-09; 20644-05; 31548-06 26417-06; 1261-08; 15128-07; 2793-88; 1423-60 |
|
Измерительные трансформаторы напряжения ГОСТ 1983: НАМИТ-10, НКФ-220-58У1, 3HOM-35, НАМИ-10, НАМИ-10У2, НТМИ-6-66, НКФ-110-57 |
Согласно схеме объекта учета |
16687-07; 26453-08; 912-07; 11094-87; 11094-87; 2611-70; 14205-05 |
|
контролер Сикон С70 |
(зав. № 05043, 05044, 05045, 05047, 05048) |
21741-03 |
|
ИИС Пирамида |
21906-01 | |
|
Альфа А 1800 |
31857-06 | |
|
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-08 | |
|
ПСЧ-4ТМ.05 |
27779-04 | |
|
Меркурий 230 |
23345-07 | |
|
(УСВ-1) |
Один |
28716-05 |
Таблица 5.
|
Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации. |
Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» |
|
Модуль грозозащиты ГЗКС-4 |
- |
|
Разветвительная коробка RS-485 |
13 |
|
Интерфейсный модуль RS-485 / RS-422 |
10 |
|
Сотовый модем Siemens ТС35 |
6 |
|
Сотовый модем Fargo Maestro |
5 |
|
Модем ZyXEL U 336S |
1 |
|
Программное обеспечение «Пирамида-2000» | |
|
Формуляр на систему |
Один экземпляр |
|
Методика поверки |
Один экземпляр |
|
Руководство по эксплуатации |
Один экземпляр |
Поверка
Поверка АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» проводится по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 29252005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа А1800 в соответствии с методикой поверки утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2006г.
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2008г.
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных ПСЧ-4ТМ.05 в соответствии с методикой поверки утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004г.
- средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных статических Меркурий 230 в соответствии с методикой поверки утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007г.
- Радиочасы МИР РЧ-01.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S";
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
ГОСТ 7746 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Заключение
Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнергосбыт» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
Смотрите также
