Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ "Иристон-1"
- ОАО "Инженерный центр", г.Нижний Новгород
-
Скачать
36897-12: Описание типа СИСкачать263.7 Кб
- 30.04.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ "Иристон-1"
| Основные | |
| Тип | |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Методика поверки / информация о поверке | ЭИСА.411732.056.МП |
| Найдено поверителей | 2 |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ «Иристон-1» (далее - АИИС КУЭ «Иристон-1») предназначена для измерений коммерческого и технического учета электрической энергии и мощности, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ «Иристон-1» предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационноизмерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ «Ири-стон-1» на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
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.
Описание
АИИС КУЭ «Иристон-1» представляет собой трехуровневую информационноизмерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительный канал (ИК) системы состоит из следующих уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК) состоит из установленных на объектах контроля электронных счетчиков активной и реактивной электроэнергии, измерительных трансформаторов тока (ТТ) и измерительных трансформаторов напряжения (ТН), вторичных измерительных цепей и технических средств приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), в который входит устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа СИКОН С70, обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК, технические средства приема-передачи данных (каналообразующей аппаратуры).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (ПО), каналообразующую аппаратуру, рабочие станции (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в ОАО «АТС».
Передача данных с ИВКЭ на уровень ИВК (Дзауджикауская ГЭС) осуществляется следующим образом:
- с уровня ИВКЭ (Дзауджикауская ГЭС) на уровень ИВК (Дзауджикауская ГЭС) по каналу Ethernet;
- с уровня ИВКЭ (Гизельдонская ГЭС) на уровень ИВК (Дзауджикауская ГЭС) по основному лили резервному каналам;
- с уровня ИВКЭ (Эзминская ГЭС) на уровень ИВК (Дзауджикауская ГЭС) по основному или резервному каналам, где:
- основной канал - с уровня ИВКЭ через аппаратуру сопряжения в ЛВС станции, затем по ВЧ связи на уровень ИВК (Дзауджикауская ГЭС);
- резервный канал - с уровня ИВКЭ через аппаратуру сопряжения в ЛВС станции, затем по спутниковой связи на уровень ИВК (Дзауджикауская ГЭС).
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и промышленном контроллере 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 «Иристон-1» измерения и передача данных на верхний уровень происходят 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. Счетчик СЭТ-4ТМ.03 производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P=UTcos9) и полную мощность (S=UI). 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 передается в промышленный контроллер. В контроллере происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на контроллере, далее информация поступает на сервер, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМ. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, промышленного контроллера и уровнем доступа АРМа к базе данных. Передача данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ «Иристон-1» к другому, осуществляется по экранированному информационному кабелю через интерфейс RS-485.
АИИС КУЭ «Иристон-1» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, контроллеров, сервера и имеет нормированную точность. Коррекция производится не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени (УСВ-1) на основе GPS-приемника.
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 «Иристон-1» соответствуют критериям качества АИИС КУЭ, определенным согласно техническим требованиям НП «Совет рынка» и ОАО «АТС» к АИИС КУЭ.
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ «Иристон-1» трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и промышленного контроллера соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ «Иристон-1» субъекта ОРЭ.
В случае аварийного отсутствия связи (физический разрыв связи или аварии каналообразующего оборудования) между ИИК и ИВК предусмотрен сбор информации непосредственно со счетчика, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в БД ИВК.
Взаимодействие АИИС КУЭ «Иристон-1» с ИАСУ КУ НП «АТС», филиалом ОАО «СОЦ-ДУ» ОДУ Юга «Северокавказское РДУ» организовано по инициативе АИИС в автоматическом режиме. Обмен данными осуществляется по трем логическим интерфейсам:
- интерфейс передачи коммерческой информации;
- интерфейс передачи технической информации;
- интерфейс технологического контроля на уровне базы данных.
Подлинность передаваемой информации в ИАСУ КУ НП «АТС» подтверждается электронной цифровой подписью.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ «Иристон-1» являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре СИ. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, 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
ПО «Пирамида. 2000» 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, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида. 2000» и определяются классом применяемых электросчетчиков.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «Пирамида. 2000», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Для защиты информации и измерительных каналов АИИС КУЭ «Иристон-1» от несанкционированного вмешательства предусмотрена механическая и программная защита, предусмотрено проведение ревизии и маркирования специальными знаками визуального контроля, обеспечивающими защиту от несанкционированного физического доступа к средствам коммерческого учёта электрической энергии.
На программном уровне организуется многоуровневый доступ к ПО с разграничением прав пользователей через систему паролей. Система паролей обеспечивает не только дифференцированный доступ к информации, но и исключает возможность ее изменения. Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ «Иристон-1», приведены в таблице 1.
Таблица 1
Таблица 1
Идентификационные данные ПО
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b219065d6 3da949114dae4 | MD5 |
| Модуль расчета небаланса энергии/мощности | CalcLeakage.dll | 3 | b1959ff70be1eb17c83f 7b0f6d4a132f | MD5 |
| Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b156a0fd c27e1ca480ac | MD5 |
| Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb3cc ea41b548d2c83 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b737261328c d77805bd1ba7 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e664945 21f63d00b0d9f | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseModbus.dll | 3 | c391d64271acf4055bb2 a4d3fe1f8f48 | MD5 |
| Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd3215 049af1fd979f | MD5 |
| Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации | SynchroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc23ecd 814c4eb7ca09 | MD5 |
| Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e2884f 5b356a1d1e75 | MD5 |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2
| параметр | значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ «Иристон-1» при измерении электрической энергии. | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц | 220± 22 50 ± 2,5 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С | от +20 до +30 |
| - трансформаторов тока и напряжения, °С | от минус 30 до +30 |
| 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 | 110, 35; 10;6; 0,4 |
| Первичные номинальные токи, кА | 1,5; 1; 0,5; 0,4; 0,3; 0,2; 0,15; 0,1 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 380;100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5; 1 |
| Количество точек учета, шт. | 32 |
| Количество объектов учета, шт. | 1 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Предел 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, 5э %.
| № ИК | Состав ИИК | cos ф (sin ф) | 5 1(2)%I 11(2)%<1 <15% | 5 5%I I5%<I<I20% | 5 20%I I20%<I—1100% | 5 100%i l100%<I—1120% |
| 1. - 3, 24. - 26, 31, 32 | ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5S | 1 | - | ±2,0 | ±1,3 | ±1,1 |
| 0,8 (инд.) | - | ±2,8 | ±1,7 | ±1,4 | ||
| 0,5 (инд.) | - | ±4,2 | ±2,4 | ±1,9 | ||
| ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | - | ±3,8 | ±2,4 | ±1,8 | |
| 0,5 (0,87) | - | ±2,9 | ±2,0 | ±1,5 | ||
| 4. - 7, 16. - 18, 22, 23, 27. - 29 | ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5S | 1 | ±2,3 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,8 (инд.) | ±2,8 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 | ||
| 0,5 (инд.) | ±4,2 | ±2,4 | ±1,9 | ±1,9 | ||
| ТТ класс точности 0,5S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | ±4,8 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,5 (0,87) | ±4,2 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 | ||
| 8. - 14, 19. - 21, 30 | ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5S | 1 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,1 |
| 0,8 (инд.) | - | ±2,7 | ±1,7 | ±1,3 | ||
| 0,5 (инд.) | - | ±4,1 | ±2,3 | ±1,7 | ||
| ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | - | ±3,7 | ±2,3 | ±1,7 | |
| 0,5 (0,87) | - | ±2,9 | ±1,9 | ±1,5 | ||
| 15 | ТТ класс точности 0,5S Счетчик класс точности 0,5S | 1 | ±2,3 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 (инд.) | ±2,7 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 | ||
| 0,5 (инд.) | ±4,1 | ±2,2 | ±1,6 | ±1,6 | ||
| ТТ класс точности 0,5S Счетчик класс точности 1,0 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | ±4,7 | ±2,2 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,5 (0,87) | ±4,1 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (8 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):
82 э +
8 р =±1
где
rKKe -100% ^
1000РТср
\ р
8 р - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, в %;
8э -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 при измерении электроэнергии, в %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ke - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт»ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
R - 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:
8РК0РР =—--100% где
р рр' 3600Т ’ где
(,р
- 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 АИИС КУЭ «Иристон-1» приведен в таблицах 4 и 5.
Таблица 4
| Измерительный канал | Средство измерений | ||
| Но мер ИК | Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) | Наименование средств измерений | Обозначение, тип, метрологические характеристики, зав. №, № Госреестра |
| АИИС | КУЭ «Иристон-1» | ||
| 1 | Г-1 6 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5; Ктт=400/5; зав. № 41219; 41002; 41205; Госреестр № 1276-59 |
| ТН | 9Ш42НЕВ3 Кл.т. 0,5; Ктн=6000/100; зав № 7259379; 7206134 Госреестр № 36713-08 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072225 Госреестр № 27524-04 | ||
| 2 | Г-2 6 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5; Ктт=400/5; зав. № 41031; 40848; 40861 Госреестр № 1276-59 |
| ТН | 9Ш42НЕВ3 Кл.т. 0,5; Ктн=6000/100; зав. № 7131690; 7259381 Госреестр № 36713-08 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072231 Госреестр № 27524-04 | ||
| 3 | Г-3 6 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5; Ктт=400/5; зав. № 20454; 20257; 20825 Госреестр № 1276-59 |
| ТН | JP-15 Кл.т. 0,5; Ктн=6000/100; зав. № 2-7998-6; 2-7997-6 Госреестр № 36715-08 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072232 Госреестр № 27524-04 | ||
| 4 | ВЛ-32 110 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТВ Кл.т. 0,5S; Ктт=200/1; зав. № 368; 369; 370 Госреестр № 32123-06 |
| ТН | НКФ-110-83-У1 Кл.т. 0,5; Ктн=110000/100; зав. № 35100; 42698; Госреестр № 1188-84 | ||
| ТН | НКФ-110-57 Кл.т. 0,5; Ктн=110000/У3/100/У3; зав. № 11830; Госреестр № 14205-94 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072238 Госреестр № 27524-04 | ||
| 5 | ВЛ-8 110 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТВ Кл.т. 0,5S; Ктт=200/1; зав. № 365; 366; 367 Госреестр № 32123-06 |
| ТН | НКФ-110-57 Кл.т. 0,5; Ктн=110000/У3/100/У3; зав. № 11745; 11839; 11739; Госреестр № 14205-94 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072233 Госреестр № 27524-04 | ||
| 6 | ВЛ-439 35 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТФМ-35-II Кл.т. 0,5S; Ктт=300/5; зав. № 7083; 7084; 7085; Госреестр № 17552-98 |
| ТН | ЗНОМ-35 Кл.т. 0,5; Ктн=35000/100; зав. № 1001003; 1001119; 1286528; Госреестр № 912-54 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072239 Госреестр № 27524-04 |
| 7 | ВЛ-461 110 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТФМ-35-II Кл.т. 0,5S; Ктг=300/5; зав. № 7086; 7087; 7088 Госреестр № 17552-98 |
| ТН | ЗНОМ-35 Кл.т. 0,5; Кш=35000/100; зав. № 1050153; 1169963; 1286534; Госреестр № 912-54 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072245 Госреестр № 27524-04 | ||
| 8 | Л-Б-1 6 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5; Кта=400/5; зав. № 60084; 56645; Госреестр № 1276-59 |
| ТН | НАМИ-10 Кл.т. 0,2; Кш=6000/100; зав. № 1189 Госреестр № 11094-87 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072253 Госреестр № 27524-04 | ||
| 9 | Л-30 6 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5; Ктт=400/5; зав. № 24531; 26422 Госреестр № 1276-59 |
| ТН | НАМИ-10 Кл.т. 0,2; Кш=6000/100; зав. № 1189 Госреестр № 11094-87 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072247 Госреестр № 27524-04 | ||
| 10 | Л-20 6 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5; Ктт=400/5; зав. № 24794; 15313; Госреестр № 1276-59 |
| ТН | НАМИ-10 Кл.т. 0,2; Кш=6000/100; зав. № 1189 Госреестр № 11094-87 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072246 Госреестр № 27524-04 | ||
| 11 | Л-ГУ 6 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5; Ктт=300/5; зав. № 30683; 2288; Госреестр №1276-59 |
| ТН | НАМИ-10 Кл.т. 0,2; Кш=6000/100; зав. № 1189 Госреестр № 11094-87 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072271 Госреестр № 27524-04 | ||
| 12 | Л-38 6 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5; Ктт=400/5; зав. № 24443; 21944 Госреестр № 1276-59 |
| ТН | НАМИ-10 Кл.т. 0,2; Кш=6000/100; зав. № 1261 Госреестр № 11094-87 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 |
| Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072257 Госреестр № 27524-04 | |||
| 13 | Л-40 6 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5; Ктт=400/5; зав. № 30848; 29556; Госреестр № 1276-59 |
| ТН | НАМИ-10 Кл.т. 0,2; Ктн=6000/100; зав. № 1261 Госреестр № 11094-87 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072259 Госреестр № 27524-04 | ||
| 14 | Л-Б-2 6 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5; Ктт=400/5; зав. № 4077; 11867 Госреестр № 1276-59 |
| ТН | НАМИ-10 Кл.т. 0,2; Ктн=6000/100; зав. № 1261; Госреестр № 11094-87 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072260; Госреестр № 27524-04 | ||
| 15 | Т-180 0,4 кВ Дзауджикауская ГЭС | ТТ | Т-0,66 Кл.т. 0,5S; Ктт=300/5; зав. № 133580; 133582, 133585 Госреестр № 22656-02 |
| ТН | - | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072830 Госреестр № 27524-04 | ||
| АИИС КУЭ «Иристон-1» Гизельдонская ГЭС | |||
| 16 | Г-1 6 кВ Гизельдонская ГЭС | ТТ | ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5S; Ктт=1000/5; зав. № 18207; 18208; 18209; Госреестр № 1261-02 |
| ТН | НТМИ-6 Кл.т. 0,5; Ктн=6000/100; зав. № 3134; Госреестр № 380-49 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072044; Госреестр № 27524-04 | ||
| 17 | Г-2 6 кВ Г изельдон-ская ГЭС | ТТ | ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5S; Ктг=1000/5; зав. № 13678; 13679; 13680 Госреестр № 1261-02 |
| ТН | НТМИ-6 Кл.т. 0,5; Ктн=6000/100; зав. № 1907; Госреестр № 380-49 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072051; Госреестр № 27524-04 | ||
| 18 | Г-3 6 кВ Г изельдон-ская ГЭС | ТТ | ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5S; Ктт=1000/5; зав. № 18210; 18211; 18212; Госреестр № 1261-02 |
| ТН | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5; Ктн=6000/100; зав. № 0917; Госреестр № 16687-02 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072072; Госреестр № 27524-04 | ||
| 19 | Ф-2 6 кВ Г изельдон-ская ГЭС | ТТ | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5; Ктг=150/5; зав. № 4668; 4079; Госреестр № 2473-69 |
| ТН | НАМИ-10 Кл.т. 0,2; Ктн=6000/100; зав. № 1247; Госреестр № 11094-87 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав .№ 0108072110; Госреестр № 27524-04 | ||
| 20 | Ф-3 6 кВ Г изельдон-ская ГЭС | ТТ | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5; Ктт=150/5; зав. № 4981; 4980; Госреестр № 2473-69 |
| ТН | НАМИ-10 Кл.т. 0,2; Ктн=6000/100; зав. № 1247; Госреестр № 11094-87 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072189 Госреестр № 27524-04 | ||
| 21 | Ф-4 6 кВ Г изельдон-ская ГЭС | ТТ | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5S; Ктт=150/5; зав. № 02000; Госреестр № 2473-05 |
| ТТ | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5; Ктт=150/5; зав. № 1568; Госреестр № 2473-69 | ||
| ТН | НАМИ-10 Кл.т. 0,2; Ктн=6000/100; зав. № 1247; Госреестр № 11094-87 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав .№ 0108072195; Госреестр № 27524-04 | ||
| 22 | ВЛ-16 110 кВ Гизель-донская ГЭС | ТТ | ТВ Кл.т. 0,5S; Ктт=300/1; зав. № 374; 375; 376; Госреестр № 32123-06 |
| ТН | НКФ-110-57 Кл.т. 0,5; Ктн=110000/У3/100/У3; зав. № 11836; 11843; 11837; Госреестр № 14205-84 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072203 Госреестр № 27524-04 | ||
| 23 | ВЛ-1 110 кВ Гизель-донская ГЭС | ТТ | ТВ Кл.т. 0,5S; Ктт=200/1; зав. № 371; 372; 373; Госреестр № 32123-06 |
| ТН | НКФ-110-57 Кл.т. 0,5; Ктн=110000/У3/100/У3; зав. № 11836; 11843; 11837; Госреестр № 14205-84 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072198; Госреестр № 27524-04 | ||
| АИИС КУЭ «Иристон-1» Эзминская ГЭС | |||
| 24 | Г-1 10 кВ Эзминская ГЭС | ТТ | ТЛШ-10УЗ Кл.т. 0,5; Ктг=1500/5; зав. № 3652; 3639; 3669; Госреестр № 6811-78 |
| ТН | НОМ-10 Кл.т. 0,5; Ктн=10000/100; зав. № 2091; 4052; Госреестр № 363-49 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072288; Госреестр № 27524-04 | ||
| 25 | Г-2 10 кВ Эзминская ГЭС | ТТ | ТПОФ Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5; зав. № 48724; 43800; 80344; Госреестр № 518-50 |
| ТН | НОМ-10 Кл.т. 0,5; Ктн=10000/100; зав. № 11059; 11165; Госреестр № 363-49 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072296; Госреестр № 27524-04 | ||
| 26 | Г-3 10 кВ Эзминская ГЭС | ТТ | ТПОФ Кл.т. 0,5; Ктт=1500/5; зав. № 88118; 88117; 88148; Госреестр № 518-50 |
| ТН | НОМ-10 Кл.т. 0,5; Ктн=10000/100; зав. № 11506; 11537; Госреестр № 363-49 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072303; Госреестр № 27524-04 | ||
| 27 | ВЛ-31 110 кВ Эзминская ГЭС | ТТ | ТВ Кл.т. 0,5S; Ктт=500/1; зав .№ 383; 384; 385; Госреестр № 32123-06 |
| ТН | НКФ-110-57 Кл.т. 0,5; Ктн=110000/У3/100/У3; зав. № 11742; 11840; 11732; Госреестр № 14205-84 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072324; Госреестр № 27524-04 | ||
| 28 | ВЛ-8 110 кВ Эзминская ГЭС | ТТ | ТВ Кл.т. 0,5S; Ктт=500/1; зав. № 377; 378; 795; Госреестр № 32123-06 |
| ТН | НКФ-110-57 Кл.т. 0,5; Ктн=110000/У3/100/У3; зав. № 11748; 11836; 11747; Госреестр № 14205-84 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072310; Госреестр № 27524-04 | ||
| 29 | ВЛ-25 110 кВ Эзмин-ская ГЭС | ТТ | ТВ Кл.т. 0,5S; Ктт=300/1; зав .№ 380; 381; 382; Госреестр № 32123-06 |
| ТН | НКФ-110-57 Кл.т. 0,5; Ктн=110000/У3/100/У3; зав. № 11748; 11836; 11747; Госреестр № 14205-84 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072317; Госреестр № 27524-04 | ||
| 30 | Фидер № 1 10 кВ Эзминская ГЭС | ТТ | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5; Кта=400/5; зав .№ 24545; 24543; Госреестр № 1276-59 |
| ТН | НАМИ-10 Кл.т. 0,2; Ктн=10000/100; зав. № 3985; Госреестр № 11094-87 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072350; Госреестр № 27524-04 | ||
| 31 | Фидер № 2 10 кВ Эзминская ГЭС | ТТ | ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5; Ктт=1000/5; зав. № 41309; 41346; Госреестр № 1261-02 |
| ТН | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5; Ктн=10000/100; зав. № 1177; Госреестр № 16687-02 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072352; Госреестр № 27524-04 | ||
| 32 | ВЛ-110 кВ «Дарьяли» | ТТ | ТФНД-110М Кл.т. 0,5; Ктт=150/5; зав. №14704; 14532; 14698 Госреестр № 2793-71 |
| ТН | НКФ -110-57 Кл.т. 0,5; Ктн= 110000/V3/100/V3; зав. №11742; 11840; 11732 Госреестр № 14205-94 | ||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03-01 Кл.т. 0,5S/1,0; зав. № 0108072343 Госреестр № 27524-04 |
Таблица 5
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации. | Необходимое количество для АИИС КУЭ «Иристон-1» |
| ПО «Конфигуратор СЭТ-4ТМ» | 1 (один) |
| ПО «Пирамида 2000. АРМ «Предприятие» | 1 (один) |
| ПО «Пирамида 2000. Модуль субъект ОРЭ» | 1(один) |
| GSM-модем Siemens МС35i | 1(один) |
| Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 (№28822-05) | По количеству станций |
| ИВК «ИКМ-Пирамида» (№ 29484-05) | 1(один) |
| Устройство синхронизации времени УСВ-1 (№ 28716-05) | 1(один) |
| Формуляр на систему (ЭИСА.411732.056 ПС) | Один экземпляр |
| Методика поверки (36897-08) | Один экземпляр |
| Руководство по эксплуатации (ЭИСА.411732.056.ЭД.И3) | Один экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ «Иристон-1». Методика поверки» (36897-08), утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2008 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки утвержденной в 2004 г.;
- средства поверки контроллеров сетевых индустриальный СИКОН С70 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИМС в 2005 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе: «Методика выполнения измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ «ИРИСТОН-1» Изменение № 2».
Нормативные документы, устанавливающие требования к Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ «Иристон-1»
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.