Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "ДААЗ"-2011

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 6290 от 31.10.11 п.15
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 44279
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

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.

Развернуть полное описание