Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "ДААЗ"-2011
| Номер в ГРСИ РФ: | 48105-11 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Инженерный центр "Прогресс", г.Москва |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии в точках измерений ОАО "ДААЗ", интервалов времени, календарного времени.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 48105-11 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "ДААЗ"-2011 |
| Технические условия на выпуск | ГОСТ 22261-94, ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001 |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2011 |
| 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 | 44279 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
| Дата протокола | Приказ 6290 от 31.10.11 п.15 |
Производитель / Заявитель
ООО "Инженерный центр "Прогресс", г.Москва
Россия
105005, ул.Радио, д.24, корп.1, тел./факс (495) 775-87-81, 105005, наб.Ак.Туполева, д.15, корп.22, E-mail: info@ec-progress.ru
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | СНДЛ.411711.024.МП |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 48105-11: Описание типа СИ | Скачать | 512.3 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011 (далее - АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии в точках измерений ОАО «ДААЗ», интервалов времени, календарного времени.
Описание
АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011 представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из измерительных каналов (ИК) и измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) с функциями измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ).
АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011 решает следующие задачи:
- организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии в точках измерений ОАО «Полиграфкомбинат детской литературы»;
- обмен информацией с заинтересованными участниками ОРЭ по согласованному формату и регламенту;
- формирования отчетных документов.
АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011 включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности по ГОСТ Р 52323 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер (далее - сервер), с функциями измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ).
В АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011 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 производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) 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 P на 30-минутных интервалах времени. Подключение счётчиков к модему осуществляется с помощью интерфейса RS-232 или по интерфейсу RS-485 через преобразователь интерфейсов. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в ИВК. Измеренные значения активной (реактивной) электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных ИВК.
Для передачи данных от ИИК на уровень ИВК используется сотовый канал связи (GSM900/1800). Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, полу-
Лист № 2
Всего листов 14 чаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электро счетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011 оснащена системой обеспечения единого времени (СО-ЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени yCCB-35HVS, включающего в себя GPS-приемник. yCCB-35HVS синхронизирует время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника. Сервер ИВК периодически (1 раз в 1 час) производит синхронизацию системного времени со временем УССВ-35HVS, вне зависимости от наличия расхождения. Сервер ИВК во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин) сравнивает время на счетчиках электроэнергии. При обнаружении расхождения больше +2 с времени в счетчике электроэнергии от времени в сервера ИВК производится синхронизация времени счетчика.
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011 соответствуют техническим требованиям ОРЭ к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращений активной и реактивной 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 и ИВК соответствуют техническим требованиям ОРЭ к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам через оптопорт (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного инженерного пульта на базе NoteBook с последующей передачей данных на верхний уровень.
Глубина хранения информации:
• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 60 суток;
• ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет;
Для целей предотвращения физического доступа к токовым цепям и цепям напряжения счетчика и защиты метрологических характеристик системы предусмотрено выполнение следующих мероприятий: пломбирование корпусов счетчиков; испытательных коробок; клемм измерительных трансформаторов тока; установка прозрачной крышки из органического стекла на промежуточных клеммниках токовых цепей с последующим пломбированием. На программном уровне предусмотрена организация системы паролей с разграничением прав пользователей.
Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
ПО «Альфа-Центр» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр» и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,2; 0,5S; 0,5; 1; 2).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ПО «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011, приведены в таблице 1.
Таблица 1. Идентификационные данные ПО.
|
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии про граммного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «Альфа-Центр» |
Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) |
Amrserver.exe |
AC_PE 4.05.01.05 |
350fea312941b2c2 e00a590fb617ae45 |
MD5 |
|
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
Атгс.ехе |
dedfd7b1a1a4f887b 19440caa280d50e | |||
|
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
Amra.exe |
5b0009aa01b467c0 75539bdfcf6be0b9 | |||
|
драйвер работы с БД |
Cdbora2.dll |
5f7bed5660c061fc8 98523478273176c | |||
|
Библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c | |||
|
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2
|
Параметр |
Значение |
|
Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электроэнергии |
Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3. |
|
Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Гц |
220±22 50±1 |
|
Температурный диапазон окружающей среды: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С |
от 0 до +37 от 0 до +37 |
|
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл |
0,5 |
|
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения |
25-100 |
|
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % |
0,25 |
|
Первичные номинальные напряжения, кВ |
10; 6; 0,4 |
|
Параметр |
Значение |
|
Первичные номинальные токи, кА |
1,5; 1,0; 0,8; 0,6; 0,4; 0,3; 0,2; 0,1 |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
380; 100 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
5 |
|
Количество точек учета, шт. |
14 |
|
Интервал измерений, минут |
30 |
|
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки |
±5 |
|
Средний срок службы системы, не менее, лет |
15 |
Таблица 3. Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения электрической энергии, %.________________________________________________________________________________
|
№ ИК |
Состав ИК |
cos ф (sin ф) |
5 5%I I5 %<I<I20 % |
5 20%I I20 %<I<I100 % |
5 ioo%i I100 %<I<I120 % |
|
1 - 13 |
ТТ (класс точности 0,5) ТН (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 0,5 S) |
1 |
±2,3 |
±1,8 |
±1,7 |
|
0,8 (инд.) |
±3,5 |
±2,4 |
±2,2 | ||
|
0,5 (инд.) |
±5,8 |
±3,5 |
±2,9 | ||
|
ТТ (класс точности 0,5) ТН (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 1,0) (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
±5,8 |
±4,3 |
±4,0 | |
|
0,5 (0,87) |
±4,2 |
±3,7 |
±3,5 | ||
|
14 |
ТТ (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 0,5 S) (активная энергия) |
1 |
±2,2 |
±1,7 |
±1,6 |
|
0,8 (инд.) |
±3,4 |
±2,3 |
±2,1 | ||
|
0,5 (инд.) |
±5,6 |
±3,2 |
±2,6 | ||
|
ТТ (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 1,0) (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
±5,7 |
±4,2 |
±3,9 | |
|
0,5 (0,87) |
±4,2 |
±3,6 |
±3,5 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получа
д д„ ^Р\
совой мощности, на которых не производится корректировка времени ( р ), 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):
д =±
р
2
KKe • 100%
I 1000PT I ср , где
др
р - пределы
допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
д „
э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 измерения
электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Кe - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт^ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
- величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на
которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
<\ РР = А t *100%
р.корр. 3600Т
ср , где
Аt - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в
секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплект поставки приведен в таблицах 4, 5.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 4.
Таблица 4. Со став измерительных каналов и их метрологические характеристики.
|
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт • Ктн • Ксч |
Наименование измеряемой величины | |||||
|
Номер ИК, код точки измерений |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
|
1 |
ПС «Черемшан-ская» 220/110/10, ЗРУ-10 кВ, яч. 7 |
II |
КТ 0,5 Ктт=1 500/5 Гос. р. № 2473-00 |
А |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 7080 |
30 000 |
Ток первичный,11 |
|
С |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 4488 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5 Ктн=10 000/100 Гос. р. № 16687-97 |
А В С |
НАМИТ-10-1 |
№ 44 |
Напряжение первичное,и1 | |||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 16666-97 К, 5000 имп/кВт-ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
ЕвроАльфа EA05RL-B3 |
№1044541 |
Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,и2 Энергия активнаяАУ,, Энергия реактивная,WQ Календарное время | ||||
|
2 |
ПС «Черемшан-ская» 220/110/10, ЗРУ-10 кВ, яч. 24 |
II |
КТ 0,5 Ктт=800/5 Гос. р. № 2473-00 |
А |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 4843 |
16 000 |
Ток первичный, I1 |
|
С |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 4837 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5 Ктн=10 000/100 Гос. р. № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 |
№ 3084 |
Напряжение первичное, U1 | |||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 16666-97 К,=5000 имп/кВт-ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
ЕвроАльфа EA05RL-B3 |
№1044531 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт • Ктн • Ксч |
Наименование измеряемой величины | |||||
|
Номер ИК, код точки измерений |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
|
3 |
ПС «Черемшан-ская» 220/110/10, ЗРУ-10 кВ, яч. 9 |
II |
КТ 0,5 Ктт=1 500/5 Гос. р. № 7069-02 |
А |
ТОЛ-10 |
№ 18102 |
30 000 |
Ток первичный, I1 |
|
С |
ТОЛ-10 |
№ 19261 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5 Ктн=10 000/100 Гос. р. № 16687-97 |
А В С |
НАМИТ-10-1 |
№ 44 |
Напряжение первичное,и1 | |||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 16666-97 К, 5000 имп/кВт-ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
ЕвроАльфа EA05RL-B3 |
№1044529 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
4 |
ПС «Черемшан-ская» 220/110/10, ЗРУ-10 кВ, яч. 26 |
II |
КТ 0,5 Ктт=1 000/5 Гос. р. № 9143-01 |
А |
ТЛК-10 |
№ 3807 |
о о о о ci |
Ток первичный, I1 |
|
С |
ТЛК-10 |
№ 3963 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5 Ктн=10 000/100 Гос. р. № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 |
№ 3084 |
Напряжение первичное,и1 | |||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 16666-97 К,=5000 имп/кВт-ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
ЕвроАльфа EA05RL-B3 |
№1044532 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт • Ктн • Ксч |
Наименование измеряемой величины | |||||
|
Номер ИК, код точки измерений |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
|
5 |
ПС «Черемшан-ская» 220/110/10, ЗРУ-10 кВ, яч. 27 |
II |
КТ 0,5 Ктт=1 500/5 Гос. р. № 2473-00 |
А |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 1179 |
30 000 |
Ток первичный, I1 |
|
С |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 1180 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5 Ктн=10 000/100 Гос. р. № 16687-97 |
А В С |
НАМИТ-10-1 |
№ 44 |
Напряжение первичное,и1 | |||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 16666-97 К, 5000 имп/кВт-ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
ЕвроАльфа EA05RL-B3 |
№1044537 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
6 |
ПС «Черемшан-ская» 220/110/10, ЗРУ-10 кВ, яч. 22 |
II |
КТ 0,5 Ктт=800/5 Гос. р. № 2473-00 |
А |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 4846 |
16 000 |
Ток первичный, I1 |
|
С |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 4844 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5 Ктн=10 000/100 Гос. р. № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 |
№ 3084 |
Напряжение первичное,и1 | |||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 16666-97 К,=5000 имп/кВт-ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
ЕвроАльфа EA05RL-B3 |
№1044530 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт • Ктн • Ксч |
Наименование измеряемой величины | |||||
|
Номер ИК, код точки измерений |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
|
7 |
ПС «Черемшан-ская» 220/110/10, ЗРУ-10 кВ, яч. 31 |
II |
КТ 0,5 Ктт=1 000/5 Гос. р. № 2473-00 |
А |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 6965 |
о о о о ci |
Ток первичный, I1 |
|
С |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 1237 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5 Ктн=10 000/100 Гос. р. № 16687-97 |
А В С |
НАМИТ-10-1 |
№ 44 |
Напряжение первичное,и1 | |||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 16666-97 К, 5000 имп/кВт-ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
ЕвроАльфа EA05RL-B3 |
№1044542 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
8 |
ПС «Черемшан-ская» 220/110/10, ЗРУ-10 кВ, яч. 28 |
II |
КТ 0,5 Ктт=800/5 Гос. р. № 2473-00 |
А |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 2867 |
16 000 |
Ток первичный, I1 |
|
С |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 4844 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5 Ктн=10 000/100 Гос. р. № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 |
№ 3084 |
Напряжение первичное,и1 | |||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 16666-97 К,=5000 имп/кВт-ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
ЕвроАльфа EA05RL-B3 |
№1044534 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт • Ктн • Ксч |
Наименование измеряемой величины | |||||
|
Номер ИК, код точки измерений |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
|
9 |
ПС «Черемшан-ская» 220/110/10, ЗРУ-10 кВ, яч. 29 |
II |
КТ 0,5 Ктт=1 500/5 Гос. р. № 2473-00 |
А |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 1174 |
30 000 |
Ток первичный, I1 |
|
С |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 1205 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5 Ктн=10 000/100 Гос. р. № 16687-97 |
А В С |
НАМИТ-10-1 |
№ 44 |
Напряжение первичное,и1 | |||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 16666-97 К, 5000 имп/кВт-ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
ЕвроАльфа EA05RL-B3 |
№1044535 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
10 |
ПС «Черемшан-ская» 220/110/10, ЗРУ-10 кВ, яч. 30 |
II |
КТ 0,5 К,, 400/5 Гос. р. № 2473-00 |
А |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 5833 |
о о о ОО |
Ток первичный, I1 |
|
С |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 3654 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5 Ктн=10 000/100 Гос. р. № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 |
№ 3084 |
Напряжение первичное,и1 | |||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 16666-97 К,=5000 имп/кВт-ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
ЕвроАльфа EA05RL-B3 |
№1044536 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт • Ктн • Ксч |
Наименование измеряемой величины | |||||
|
Номер ИК, код точки измерений |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
|
11 |
ПС «Черемшан-ская» 220/110/10, ЗРУ-10 кВ, яч. 45 |
II |
КТ 0,5 К,, 300/5 Гос. р. № 2473-00 |
А |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 0951 |
000 9 |
Ток первичный, I1 |
|
С |
ТЛМ-10-2У3 |
№ 0920 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5 Ктн=10 000/100 Гос. р. № 16687-97 |
А В С |
НАМИТ-10-1 |
№ 44 |
Напряжение первичное,и1 | |||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 16666-97 К, 5000 имп/кВт-ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
ЕвроАльфа EA05RL-B3 |
№1044540 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
12 |
ПС «Черемшан-ская» 220/110/10, ЗРУ-10 кВ, яч. 34 |
II |
КТ 0,5 К,, 200/5 Гос. р. № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 |
№ 2222 |
о о о |
Ток первичный, I1 |
|
С |
ТПЛ-10 |
№ 2180 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5 Ктн=10 000/100 Гос. р. № 11094-87 |
А В С |
НАМИ-10 |
№ 3084 |
Напряжение первичное,и1 | |||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 16666-97 К,=5000 имп/кВт-ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
ЕвроАльфа EA05RL-B3 |
№1044538 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
Канал измерений |
Средство измерений |
Ктт • Ктн • Ксч |
Наименование измеряемой величины | |||||
|
Номер ИК, код точки измерений |
Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке |
Обозначение, тип |
Заводской номер | ||||
|
13 |
ТП-7М 10/0,4 кВ ОАО «ДААЗ» -ООО «Волга-1» |
II |
КТ 0,5 К,, 100/5 Гос. р. № 1276-59 |
А |
ТПЛ-10 |
№ 78081 |
о о о ci |
Ток первичный, I1 |
|
С |
ТПЛ-10 |
№ 56962 | ||||||
|
ТН |
КТ 0,5 Ктн=10 000/100 Гос. р. № 831-53 |
А В С |
НТМИ-10 |
№ 30880 |
Напряжение первичное,и1 | |||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 16666-97 К, 5000 имп/кВт^ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
ЕвроАльфа EA05RL-B3 |
№1044539 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
|
14 |
ТП-13Т 10/0,4 кВ, Щит 0,4 кВ ОАО «ДААЗ» -ДФСС Стадион «Торпедо» |
II |
КТ 0,5 Ктт=600/5 Гос. р. № 22656-07 |
А |
Т-0,66 |
№ 116310 |
120 |
Ток первичный, I1 |
|
В |
Т-0,66 |
№ 116314 | ||||||
|
С |
Т-0,66 |
№ 116319 | ||||||
|
Счетчик |
КТ 0,5S/1,0 Ксч=1 Гос. р. № 31857-11 К,=5000 имп/кВт^ч (квар^ч) 1ном = 5 А |
Альфа A1805RL-P4G-DW |
№ 01229785 |
Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
Таблица 5
|
Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации |
Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011 |
|
Системный блок сервера БД FORMOZA Альтаир (4-531 Prescott SOCKET-775 (3,0 GHz, 800 MHz)/ ASUS (VGAE, USB2.0, SATA RAID)/ RAM 1024 Mb/ HDD-2xSATA 80Gb / DVD-CDRW) |
1 |
|
Системный блок АРМ FORMOZA (Intel Celeron 2,66 GHz/ ASUS (AGP 8x, SVGA, USB2.0, SATA)/ RAM 512 Mb/ HDD-80Gb/ DVD-CDRW) принтер HP LJ-1020 RUS |
1 |
|
Модем коммутируемой линии связи Zyxell U336 E Plus |
1 |
|
Преобразователь интерфейсов ADAM (RS-232/422/485 - FO) |
10 |
|
Преобразователь интерфейсов (Ethernet/FO) |
2 |
|
Концентратор Switch 5 port D-LINK DES-1005D |
1 |
|
Низковольтное комплектное устройство НКУ АСКУЭ |
1 |
|
Шкаф учета ШУ-2 |
4 |
|
Источник бесперебойного питания APC SMART-SU750I |
1 |
|
УССВ на базе на базе GPS приемника УССВ 35 HVS |
1 |
|
Персональный переносной компьютер Notebook BLISS 4020 |
1 |
|
Оптический преобразователь сигналов AE1 |
1 |
|
Программное обеспечение УСПД типа RTU-300 Aviatex v.1.9.8 |
1 |
|
Программное обеспечение ОС Windows 2000 Server RUS |
1 |
|
Программное обеспечение ОС Windows 2000 Рго RUS |
2 |
|
Программное обеспечение Альфа ЦЕНТР АС_РЕ20 |
1 |
|
Программное обеспечение Альфа ЦЕНТР АС_РЕ2 |
1 |
|
Программное обеспечение Альфа ЦЕНТР АС Т |
1 |
|
Программное обеспечение Альфа ЦЕНТР АС_Ь |
1 |
|
Технологическая инструкция |
Один экземпляр |
|
Руководство пользователя «СНДЛ.411711.024.И3» |
Один экземпляр |
|
Паспорт-Формуляр «СНДЛ.411711.024.ПФ» |
Один экземпляр |
|
Методика поверки «СНДЛ.411711.024.МП» |
Один экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011. Методика поверки» СНДЛ.411711.024.МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 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 многофункциональных ЕвроАльфа и Альфа (А1800) в соответствии с методикой поверки «Многофункциональный микропроцессорный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА) Методика поверки», согласованной с заместителем директора ВНИИМ им. Д.И. Менделеева 1998 г. и методикой поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИ-ИМС» 2011г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01;
- Вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А»;
- Мультиметр «Ресурс- ПЭ»
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощно сти) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «ДААЗ»-2011 «СНДЛ.411711.024.МИ»
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
4. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статистические счетчики реактивной энергии».
5. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
6. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
о существление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
