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.
