Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ПС 110/10-10 кВ "Строительства ЛенГАЭС"
| Номер в ГРСИ РФ: | 59103-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергостройинвест" (ЭСИ), г.С.-Петербург |
| 59103-14: Описание типа СИ | Скачать | 137.9 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС» (в дальнейшем - АИИС КУЭ или АИИС КУЭ ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС») предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 59103-14 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ПС 110/10-10 кВ "Строительства ЛенГАЭС" |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1911 п. 15 от 26.11.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергостройинвест" (ЭСИ), г.С.-Петербург
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | ЭСИ.425290.002.МП |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 59103-14: Описание типа СИ | Скачать | 137.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС» (в дальнейшем - АИИС КУЭ или АИИС КУЭ ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС») предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
Описание
АИИС КУЭ ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС» представляет собой информационно-измерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ), соответствующие ГОСТ 7746-2001 и трансформаторы напряжения (ТН), соответствующие ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входит устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначено для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на третий уровень.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» (компьютер в промышленном исполнении, далее - сервер); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
АИИС КУЭ ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС» обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
- активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
- календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируются в базе данных УСПД и ИВК.
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 ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС» 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. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных. В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются проводные линии связи Ethernet.
АИИС КУЭ ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и имеет нормированную точность. Коррекция времени в счетчиках выполняется УСПД автоматически, один раз в полчаса во время опроса, при обнаружении рассогласований времени УСПД и счетчика более чем на ± 2 с. Коррекция часов УСПД производится со стороны ИВК «ИКМ-Пирамида» с порогом синхронизации ±2 с.Синхронизация времени в ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется непрерывно при помощи подключенного к нему устройства синхронизации времени типа УСВ-2.
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).
Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на АРМ.
В АИИС КУЭ ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС» обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 года. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС», 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.
Программное обеспечение
Программное обеспечение системы (далее - ПО) 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 измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов АИИС КУЭ и определяются классом точности применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S/0,5; 0,5S/1,0).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в АИИС КУЭ, 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 ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС», приведены в таблице 1.
______Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»______________________
|
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
Версия 3 |
E55712D0B1B219065D 63DA949114DAE4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энергии/ мощности |
CalcLeakage.dll |
B1959FF70BE1EB17C 83F7B0F6D4A13 | ||
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
D79874D10FC2B156A 0FDC27E1CA480AC | ||
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
52E28D7B608799BB3 CCEA41B548D2C83 | ||
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
6F557F885B737261328 CD77805BD1BA7 | ||
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
48E73A9283D1E66494 521F63D00B0D9F | ||
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseMod-bus.dll |
C391D64271ACF4055 BB2A4D3FE1F8F48 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePira-mida.dll |
ECF532935CA1A3FD3 215049AF1FD979F | ||
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
SynchroNSI.dll |
530D9B0126F7CDC23 ECD814C4EB7CA09 | ||
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
1EA5429B261FB0E28 84F5B356A1D1E75 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует «Среднему» уровню по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики
|
Параметр |
Значение |
|
Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии. |
Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 |
|
Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц |
220+ 22 50 + 0,4 |
|
Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С |
от + 15 до + 25 от минус 30 до + 35 |
|
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения |
от 25 до 100 |
|
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % |
0,25 |
|
Первичные номинальные напряжения, кВ |
110; 10; 0,4; |
|
Первичные номинальные токи, кА |
0,15; 0,2; 0,3; 1,5; |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
5 |
|
Количество точек учета, шт. |
22 |
|
Интервал задания границ тарифных зон, мин. |
30 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, с |
+5 |
|
Средний срок службы системы, лет |
15 |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, 5 э, %.
|
№ ИК |
Состав ИИК |
cos ф (sin ф) |
5 1(2) %I 11(2) %—I<I5% |
5 5%I 15%, 1 12(>'% |
5 20%I I20%—I<I100% |
5 100%i I100%—1—I120% |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1, 2 |
ТТ класс точности 1,0 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) |
1 |
Не нормируется |
± 3,3 |
± 1,7 |
± 1,2 |
|
0,8 (емк.) |
Не нормируется |
± 5,5 |
± 2,8 |
± 1,9 | ||
|
0,5 (инд.) |
Не нормируется |
± 10,5 |
± 5,3 |
± 3,6 | ||
|
ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
Не нормируется |
± 8,6 |
± 4,5 |
± 3,3 | |
|
0,5 (0,9) |
Не нормируется |
± 5,2 |
± 2,9 |
± 2,4 | ||
|
11,20 |
ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) |
1 |
± 1,8 |
± 1,1 |
± 0,9 |
± 0,9 |
|
0,8 (емк.) |
± 2,9 |
± 1,7 |
± 1,3 |
± 1,3 | ||
|
0,5 (инд.) |
± 5,4 |
± 3,0 |
± 2,2 |
± 2,2 | ||
|
ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
± 4,8 |
± 3,2 |
± 2,5 |
± 2,5 | |
|
0,5 (0,9) |
± 3,2 |
± 2,5 |
± 2,0 |
± 2,0 | ||
|
3-10, 1219 |
ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 S (активная энергия) |
1 |
± 2,1 |
± 1,2 |
± 1,0 |
± 1,0 |
|
0,8 (емк.) |
± 3,1 |
± 2,0 |
± 1,5 |
± 1,5 | ||
|
0,5 (инд.) |
± 5,5 |
± 3,2 |
± 2,3 |
± 2,3 | ||
|
ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
± 4,8 |
± 3,2 |
± 2,5 |
± 2,5 | |
|
0,5 (0,9) |
± 3,2 |
± 2,5 |
± 2,0 |
± 2,0 | ||
|
21,22 |
ТТ класс точности 0,5S Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) |
1 |
± 2,1 |
± 1,2 |
± 1,0 |
± 1,0 |
|
0,8 (емк.) |
± 3,1 |
± 2,0 |
± 1,5 |
± 1,5 | ||
|
0,5 (инд.) |
± 5,4 |
± 3,0 |
± 2,1 |
± 2,1 | ||
|
ТТ класс точности 0,5S Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) |
0,8 (0,6) |
± 4,8 |
± 3,2 |
± 2,5 |
± 2,5 | |
|
0,5 (0,9) |
± 3,3 |
± 2,7 |
± 2,2 |
± 2,2 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (5 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):
Г кк -100% ^
1000PT
ср
, где
5 р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, %;
5 э - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3, %;
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;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
5 = ——--100%, где
р'корр' 3600Тср
At - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - 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 таблицах 4, 5 и 6.
Таблица 4 - Состав ИИК АИИС КУЭ
|
Средство измерений | |||
|
№ ИК |
Наименование объекта учета (измерительного канала) |
Вид СИ |
Тип, метрологические характеристики, зав. №, № Госреестра |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1 |
ВЛ 110 кВ ПС №266 (линия 1) (W1G) |
ТН |
НАМИ-110 УХЛ1 Ктн=110 000/^3//100/Д Кл. т. 0,2; Sвт.об=120 В^А; Зав. № 7598 фаза А; Зав. № 7617 фаза В; Зав. № 7849 фаза С; Гос.р. 24218-08 |
|
ТТ |
ТРГ-110 II* Ктт = 150/5, Кл. т. 1,0; Sвт.об=25 В^А Зав. № 5248 фаза А; Зав. № 5247 фаза В; Зав. № 5246 фаза С; № Гос.р. 26813-06 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1802RALQ-P4GB-DW-4), Зав. № 01 261 860, Кл.т. 0,2S/0,5, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
2 |
ВЛ 110 кВ ПС №266 (линия 2) (W2G) |
ТН |
НАМИ-110 УХЛ1 Ктн=110 000/^3//100/Д Кл. т. 0,2 Sb™6=120 ВА; Зав. № 7853 фаза А; Зав. № 7845 фаза В; Зав. № 7839 фаза С; № Гос.р. 24218-08 |
|
ТТ |
ТРГ-110 II* Ктт = 150/5, Кл. т. 1,0; Sho.об 25 ВА; Зав. № 5251 фаза А; Зав. № 5250 фаза В; Зав. № 5249 фаза С; № Гос.р. 26813-06 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1802RALQ-P4GB-DW-4), Зав. № 01 261 861, Кл.т. 0,2S/0,5, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
3 |
ТСН 1 (TN1) |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000009; № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 150/5, Кл. т. 0,5S, Sвт.об=3 В^А; Зав. № 16582-12 фаза А; Зав. № 16564-12 фаза В; Зав. № 16569-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 213, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
4 |
линия Ф-01 (ДЭС) |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000009; № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 150/5, Кл. т. 0,5S, Sвт.об=3 В^А; Зав. № 16573-12 фаза А; Зав. № 16659-12 фаза В; Зав. № 16560-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 212, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
5 |
линия Ф-13 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^АЗав. № 1662120000009 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 150/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А Зав. № 16528-12 фаза А; Зав. № 16636-12 фаза В; Зав. № 16606-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 204, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
6 |
линия Ф-03 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000009 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 200/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А; Зав. № 16594-12 фаза А; Зав. № 16645-12 фаза В; Зав. № 16576-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 211, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 |
|
7 |
линия Ф-11 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sb™6=200 В^А; Зав. № 1662120000009 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 150/5, Кл. т. 0,5S; Sbt.o6=3 В^А; Зав. № 16635-12 фаза А; Зав. № 16633-12 фаза В; Зав. № 16634-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 209, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
8 |
линия Ф-05 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000009 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 300/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А; Зав. № 16715-12 фаза А; Зав. № 16889-12 фаза В; Зав. № 16638-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 203, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
9 |
линия Ф-09 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000009, № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 150/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А; Зав. № 16514-12 фаза А; Зав. № 16517-12 фаза В; Зав. № 16518-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 201, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
10 |
линия Ф-07 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000009 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 150/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А; Зав. № 16563-12 фаза А; Зав. № 16665-12 фаза В; Зав. № 16562-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 206, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
11 |
Ввод Т1 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000009 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 1500/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А; Зав. № 17068-12 фаза А;Зав. № 17067-12 фаза В; Зав. № 17070-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1802RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 199, Кл.т. 0,2S/0,5, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
12 |
ТСН 2 (TN 2) |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000010 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 150/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А; Зав. № 16513-12 фаза А; Зав. № 16854-12 фаза В; Зав. № 16637-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 205, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 |
|
13 |
Линия Ф-02 (ДЭС) |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sb™6=200 В^А; Зав. № 1662120000010 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 200/5, Кл. т. 0,5S; Sbt.o6=3 В^А; Зав. № 16575-12 фаза А; Зав. № 16650-12 фаза В; Зав. № 16595-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 208, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
14 |
Линия Ф-14 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000010 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 150/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А; Зав. № 16666-12 фаза А; Зав. № 16628-12 фаза В; Зав. № 16442-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 214, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
15 |
Линия Ф-04 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000010, № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 200/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А; Зав. № 16619-12 фаза А; Зав. № 16602-12 фаза В; Зав. № 16574-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 200, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
16 |
Линия Ф-12 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000010 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 150/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А; Зав. № 16592-12 фаза А; Зав. № 16653-12 фаза В; Зав. № 16463-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 215, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
17 |
Линия Ф-06 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000010 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 300/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А; Зав. № 16946-12 фаза А; Зав. № 16701-12 фаза В; Зав. № 16639-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 210, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
18 |
Линия Ф-10 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000010 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 200/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А; Зав. № 16658-12 фаза А; Зав. № 16947-12 фаза В; Зав. № 16656-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 207, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 |
|
19 |
Линия Ф-08 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000010 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 150/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А; Зав. № 16667-12 фаза А; Зав. № 16731-12 фаза В; Зав. № 16565-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 202, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
20 |
Ввод Т2 |
ТН |
НАМИТ-10 Ктн=10000/100, Кл. т.0,5; Sвт.об=200 В^А; Зав. № 1662120000010 № Гос.р. 16687-07 |
|
ТТ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Ктт = 1500/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=3 В^А; Зав. № 17069-12 фаза А Зав. № 17071-12 фаза В; Зав. № 17229-12 фаза С; № Гос.р. 32139-11 | ||
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1802RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 241 198, Кл.т. 0,2S/0,5, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
21 |
Ввод 0,4 кВ ТСН 1 (TN1) |
ТТ |
Т-0,66, Ктт = 300/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=10 В^А; Зав. № 257722 фаза А; Зав. № 257723 фаза В; Зав. № 257725 фаза С; № Гос.р. 36382-07 |
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 261 862, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 | ||
|
22 |
Ввод 0,4 кВ ТСН 2 (TN2) |
ТТ |
Т-0,66, Ктт = 300/5, Кл. т. 0,5S; Sвт.об=10 В^А; Зав. № 257724 фаза А; Зав. № 257726 фаза В; Зав. № 257727 фаза С; № Гос.р. 36382-07 |
|
Счетчик |
Альфа А1800 (мод. A1805RAL-P4GB-DW-4), Зав. № 01 261 863, Кл.т. 0,5S/1,0, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 31857-11 |
Таблица 5 - Перечень оборудования, входящего в состав АИИС КУЭ
|
Наименование средств измерений |
Количество приборов в АИИС КУЭ ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС» |
Номер в Г осреестре средств измерений |
|
СИКОН С70 (зав. № 06976) |
Один |
№ 28822-10 |
|
УСВ-2 (зав. № 2885) |
Один |
№ 41681-10 |
|
ИВК «ИКМ Пирамида» (зав.№ 475) |
Один |
№ 29484-05 |
Таблица 6 - Документация и ПО, поставляемые в комплекте с АИИС КУЭ.
|
Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации |
Количество, шт. |
|
Прикладное программное обеспечение ИВК «ИКМ Пирамида» |
1(один) экземпляр |
|
Базовый программный пакет «СИКОН С-70»: Программа «Настройка сбора» и Программа «Оперативный сбор» |
1(один) экземпляр |
|
Программное обеспечение электросчетчиков Альфа А1800 |
1(один) экземпляр |
|
Формуляр (ЭСИ.425290.002.ФО) |
1(один) экземпляр |
|
Методика поверки (ЭСИ.425290.002.МП) |
1(один) экземпляр |
|
Инструкция по эксплуатации КТС ЭСИ.425290.002.ИЗ; |
1(один) экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу ЭСИ.425290.002. МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИ-ИМС» в сентябре 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа А1800 по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2011г;
- средства поверки УСПД типа «СИКОН С70» в соответствии с методикой поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010г.;
- средства поверки ИВК типа «ИКМ-Пирамида» в соответствии с методикой поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005г.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) ПС 110/10-10 кВ «Строительства ЛенГАЭС» ЭСИ.425290.002.М1.
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 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
при осуществлении торговли.
Смотрите также
