Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК» (в дальнейшем - АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК») 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 Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК» предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности на оптовом рынке электрической энергии (мощности).
Область применения: Северо-Осетинский филиал ОАО «КЭУК» и граничащие с ним по цепям электроснабжения энергосистемы, промышленные и другие энергопотребляющие (энергопоставляющие) предприятия.
Описание
АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК» является двухуровневой системой с иерархически распределенной обработкой информации.
Первый уровень включает в себя измерительно-информационный комплекс (ИИК) ( измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи) и выполняет функцию автоматического проведения измерений, хранения, отображения и передачи информации в точке измерений, образующие 22 измерительных каналов (далее по тексту - ИК) системы по количеству точек учета электроэнергии;
Второй уровень представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), с функциями информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий в себя сервер базы данных АИИС и технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы, источники бесперебойного питания для каналообразующей аппаратуры).
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 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.
Передача информации от ИВК может осуществляться через интернет провайдера, по выделенным каналам связи (НП «АТС», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» «ОДУ Северного Кавказа», ОАО ФСК ЕЭС «МЭС Юга», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» «Северокавказское РДУ», смежным субъектам ОРЭ).
В АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК» 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. Счетчики АЛЬФА производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P=U4-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. По запросу и в автоматическом режиме измерительная информация направляется в ИВК, с функциями ИВКЭ. В ИВК происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного в ИВК, происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМа. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМа к базе данных. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ к другому, используются проводные линии связи, радиоканалы, телефонные линии связи.
АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК» включает в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ), имеющее нормированную точность. Коррекция системного времени производится, не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от УССВ на основе GPS приемника, встроенного в ИВК АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК».
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена программно-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 Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК» соответствуют техническим требованиям НП «АТС» к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращений активной, реактивной электрической энергии (мощности), среднеинтервальной активной мощности, тока, напряжения, 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, ИВК с функциями ИВКЭ соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам или к ИВК с функциями ИВКЭ (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на сервер верхнего уровня.
В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в счетчиках составляет не менее 35 суток в сервере АИИС КУЭ глубина хранения графика средних мощностей за интервал 30 мин. 3,5 года. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти счетчика и сервера. Предусмотрен самостоятельный старт ИВК с функциями ИВКЭ после возобновления питания.
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 Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК», являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, 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 | +5 + 40 -10 + 50 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к TH, % от номинального значения | 25 - 100 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ, % от номинального значения | 25 -100 |
| Потери напряжения в линии от TH к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 110; 35; 10; 6; 0,4 |
| Первичные номинальные токи, кА | 1,5; 1,0; 0,75; 0,6; 0,4; 0,2; 0,1; 0,075; 0,05 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 380;100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек учета, шт. | 22 |
| 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 | 25 |
Таблица 2:
Пределы допускаемых относительных погрешностей при измерении электрической энергии, %.
| №ИК | Состав ИК** | COS (р (sin <р) | +8 1(2)°/о1 | +8 5«/0[ I5%SI<I2O% | ±8 20%1 l20%Sl<I100% | ±8 юо%1 1100%—1—1120% |
| 1-9, 11-12, 14-22 | ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) | 1 | Не нормируется | ±1,7 | ±1,0 | ±0,82 |
| 0,8 (инд.) | Не нормируется | ±2,3 | ±1,4 | ±1,1 |
| 0,5 (инд.) | Не нормируется | ±3,9 | ±2,2 | ±1,6 |
| ТТ класс точности 0,5 TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | Не нормируется | ±3,3 | ±1,9 | ±1,5 |
| 0,5 (0,87) | Не нормируется | ±2,3 | ±1,4 | ±1,1 |
| 10 | ТТ класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) | 1 | Не нормируется | ±1,6 | ±0,86 | ±0,66 |
| 0,8 (инд.) | Не нормируется | ±2,3 | ±1,2 | ±0,88 |
| 0,5 (инд.) | Не нормируется | ±3,8 | ±2,0 | ±1,4 |
| ТТ класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | Не нормируется | ±3,2 | ±1,8 | ±1,2 |
| 0,5 (0,87) | Не нормируется | ±2,2 | ±1,3 | ±0,94 |
| 13 | ТТ класс точности 0,5 S TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) | 1 | ±1,8 | ±1,0 | ±0,82 | ±0,82 |
| 0,8 (инд.) | ±2,3 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,5 (инд.) | ±3,9 | ±2,2 | ±1,6 | ±1,6 |
| ТТ класс точности 0,5S TH класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | ±3,7 | ±1,9 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,5 (0,87) | ±2,8 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
Примечание
) Погрешность нормируется для тока! 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 АПИС 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 Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК».
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 полу
часовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах: бр - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, в процентах;
' ££е-100%?
. юоорт; ?
бэ - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.2 при измерении электроэнергии, в процентах;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ке - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Втч);
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 по средней мощности для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
8 =——--100%, где
ркорр- 36007V
ср
Lt - 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 таблице 3,4 и 5.
Таблица 3
| Измерительный канал | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № | Диспетчерское наименование | Наименование | Тип |
| 1 | ПС Зарамаг ВЛ-128-110 кВ | ТТ | Зх ТФЗМ-110Б1У1 400/5 класс точности 0,5 Зав. №26130; 26129; 26131 ГР №24811-03 | Ток, 5 А |
| TH | ЗхНКФ-110 110000/100 класс точности 0,5 Зав. №49200; 49184; 49429 ГР № 26452-06 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125446 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 2 | ПС Нар Т-1-110 кВ | ТТ | 2х ТФЗМ-110Б 50/5 класс точности 0,5 Зав. №31844; 60351 ГР №24811-03 | Ток, 5 А |
| TH | Зх НКФ-110 110000/100 класс точности 0,5 Зав. № 1469717; 1470496; 1470497 ГР №26452-06 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. № 1125438 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 3 | ПС Фиагдон ВЛ-124-110 кВ | ТТ | Зх ТФЗМ-ИОБ IIIУ1 1000/5 класс точности 0,5 Зав. № 6233; 8368; 708096 ГР №24811-03 | Ток, 5 А |
| Измерительный канал | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № | Диспетчерское наименование | Наименование | Тип |
| | TH | ЗхНКФ-110 110000/100 класс точности 0,5 Зав. № 1467329; 46970; 1468706 ГР №26452-06 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125466 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 4 | ПС Северный портал фидер-1 | ТТ | 2х ТЛМ-10 100/5 класс точности 0,5 Зав. №3176; 2296 ГР № 2473-05 | Ток, 5 А |
| TH | НТМИ-10-66 10000/100 класс точности 0,5 Зав. № 1268 ГР №831-53 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125482 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 5 | ПС Северный портал фидер-2 | ТТ | 2х ТЛМ-10 50/5 класс точности 0,5 Зав. №2590; 1975 ГР № 2473-05 | Ток, 5 А |
| TH | НТМИ-10-66 10000/100 класс точности 0,5 Зав. № 1268 ГР №831-53 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125439 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 6 | ПС Северный портал фидер-3 | ТТ | 2х ТЛМ-10 200/5 класс точности 0,5 Зав. № 1062; 1242 ГР № 2473-05 | Ток, 5 А |
| TH | НТМИ-10-66 10000/100 класс точности 0,5 Зав. № 1268 ГР №831-53 | Напряжение, 100 В |
| Измерительный канал | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № | Диспетчерское наименование | Наименование | Тип |
| | Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125465 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 7 | ПС Северный портал фидер-4 | ТТ | 2хТЛМ-10 200/5 класс точности 0,5 Зав. № 1628; 1642 ГР № 2473-05 | Ток, 5 А |
| TH | НТМИ-10-66 10000/100 класс точности 0,5 Зав. № 1268 ГР №831-53 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125458 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 8 | ПС Бекан-35 ф-1 | ТТ | 2хТПЛ-10УЗ 75/5 класс точности 0,5 Зав. № 4383; 7586 ГР № 1276-59 | Ток, 5 А |
| TH | НАМИ-10 10000/100 класс точности 0,5 Зав. № 3302 ГР № 11094-87 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125447 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 9 | ПС Троицкая ВЛ-533-35 кВ | ТТ | 2х ТФЗМ-35Б-1У1 100/5 класс точности 0,5 Зав. № 34678; 34675 ГР № 26419-04 | Ток, 5 А |
| TH | Зх ЗНОМ-35-65У1 35000/100 класс точности 0,5 Зав. № 1261720;1409264; 1262559 ГР № 912-54 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. № 1125491 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| Измерительный канал | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № | Диспетчерское наименование | Наименование | Тип |
| 10 | ПС Украина Ввод 0,4 кВ | ТТ | Зх ТНШЛ-066У2 1000/5 класс точности 0,5 Зав. № 8461; 8645; 8262 ГР № 1673-03 | Ток, 5 А |
| TH | Прямое включение | Напряжение 380 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125516 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| И | ПС Моздок-110 ВЛ-448-35 кВ | ТТ | 2х ТФЗМ-35Б-1У1 100/5 класс точности 0,5 Зав. №22667; 21678 ГР № 26419-04 | Ток, 5 А |
| TH | Зх 3HOM-35-65 У1 35000/100 класс точности 0,5 Зав. № 1349782;1349792; 1280629 ГР № 912-54 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125475 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 12 | ПС Раздольная ВЛ-491-35 кВ | ТТ | 2х ТФЗМ-35Б-1У1 75/5 класс точности 0,5 Зав. № 159; 154 ГР № 26419-04 | Ток, 5 А |
| TH | Зх 3HOM-35-65 У1 35000/100 класс точности 0,5 Зав. № 1443373; 1443350; 1443358 ГР №912-54 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125454 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5 А, энергия активная/ реактивная |
| 13 | ПС Змейская ВЛ-5-110 кВ | ТТ | Зх ТФМ-110 600/5 класс точности 0,5S Зав. №5080; 5082; 5081 ГР №16023-97 | Ток, 5 А |
| TH | 2хНКФ-110 110000/100 класс точности 0,5 Зав. № 1000790; 1054331; 971625 ГР №26452-06 | Напряжение, 100 В |
| Измерительный канал | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № | Диспетчерское наименование | Наименование | Тип |
| | Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. № 1106978 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5А, энергия активная/ реактивная |
| 14 | ПС Эльхотово ВЛ-209-110 кВ | ТТ | Зх ТФЗМ-110 1000/5 класс точности 0,5 Зав. №8266; 7901; 7874 ГР № 26006-03 | Ток, 5 А |
| TH | ЗхНКФ-110 110000/100 класс точности 0,5 Зав. №32798; 31060; 31157 ГР №26452-06 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125506 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5А, энергия активная/ реактивная |
| 15 | ПС Терек-110 ВЛ-497-35 кВ | ТТ | 2х ТФНД-35М 75/5 класс точности 0,5 Зав. № 15828; 17519; ГР № 3689-73 | Ток, 5 А |
| ТЫ | Зх 3HOM-35-65 35000/100 класс точности 0,5 Зав. № 1449573; 1443376; 1157418 ГР №912-54 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125498 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5А, энергия активная/ реактивная |
| 16 | ПС В-1 ф-1-6 кВ | ТТ | 2хТПОФ-Ю 750/5 класс точности 0,5 Зав. № 16362; 16267 ГР №518-50 | Ток, 5 А |
| ТЫ | НТМИ-6 6000/100 класс точности 0,5 Зав. № 5857 ГР № 380-49 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125453 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5А, энергия активная/ реактивная |
| Измерительный канал | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № | Диспетчерское наименование | Наименование | Тип |
| 17 | ПС В-1 ф-3-6 кВ | ТТ | 2хТПОЛ-Ю d 1000/5 класс точности 0,5, Зав. № 4030; 4029 ГР № 1261-59 | Ток, 5 А |
| ТЫ | НТМИ-6 6000/100 класс точности 0,5 Зав. № 5857 ГР № 380-49 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125497 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5А, энергия активная/ реактивная |
| 18 | ПС В-1 ф-4-6 кВ | ТТ | 2хТПОФ-Ю 1000/5 класс точности 0,5 Зав. № 138936; 139014 ГР №518-50 | Ток, 5 А |
| ТЫ | НТМИ-6 6000/100 класс точности 0,5 Зав. № 5857 ГР № 380-49 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125451 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5А, энергия активная/ реактивная |
| 19 | ПС Северо-Восточная ф-17 | ТТ | 2х ТВЛМ-10 600/5 класс точности 0,5 Зав. № 33752;92716 ГР№ 1856-63 | Ток, 5 А |
| ТЫ | НТМИ-6 6000/100 класс точности 0,5 Зав. № 2668 ГР № 380-49 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125437 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5А, энергия активная/ реактивная |
| 20 | ПС Северо-Восточная ф-32 | ТТ | 2х ТВЛМ-10 1500/5 класс точности 0,5 Зав. № 49572; 49494 ГР № 1856-63 | Ток, 5 А |
| Измерительный канал | Средство измерений | Наименование измеряемой величины |
| № | Диспетчерское наименование | Наименование | Тип |
| | TH | НТМИ-6 6000/100 класс точности 0,5 Зав. №3126 ГР № 380-49 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125479 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5А, энергия активная/ реактивная |
| 21 | ПС РП-110 ф-12-6кВ | ТТ | 2хТПЛ-10 200/5 класс точности 0,5, Зав. № 17377; 17379 ГР № 1276-59 | Ток, 5 А |
| TH | НТМИ-6 6000/100 класс точности 0,5 Зав. № ПКСРП ГР № 380-49 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125434 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5А, энергия активная/ реактивная |
| 22 | ПС РП-110 ф-33-6 кВ | ТТ | 2х ТПЛ-10 200/5 класс точности 0,5, Зав. № 11830; 21129 ГР № 1276-59 | Ток, 5 А |
| TH | НТМИ-6 6000/100 класс точности 0,5 Зав. № 5826 ГР № 380-49 | Напряжение, 100 В |
| Счетчик | A1R-4-AL-C29-T+ класс точности 0,2S Зав. №01125487 ГР № 14555-95 | Ном. ток 5А, энергия активная/ реактивная |
Таблица 4
| Наименование средств измерений | Количество приборов в АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК» | Номер в Госреестре средств измерений |
| Измерительные трансформаторы тока ГОСТ 7746 ТФЗМ-110; ТЛМ-10; ТПЛ-10; ТФЗМ-35Б-1; ТНШЛ-0,66; ТФМ-110; ТПОЛ-Ю; ТФНД-35М; ТПОФ-10; ТВЛМ-10 | Согласно схеме объекта учета | №24811-03; №26452-06; № 1276-59 № 2473-05; № 1276-59; № 26419-04; № 1673-03; № 3689-73; № 518-50;№ 1261-59; № 1856-63; |
| Измерительные трансформаторы напряжения ГОСТ 1983 НКФ-110; НТМИ-10-66; НАМИ-10; 3HOM-35-65; НТМИ-6 | Согласно схеме объекта учета | 26452-06; 831-53; 11094-87; 912-54; 380-49 |
| A1R-4-AL-C29-T+ | По количеству точек учета | №14555-95 |
Таблица 5
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации. | Необходимое количество для АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК» |
| Оборудование передачи данных Преобразователь интерфейсов RS-485/ RS-232 Модем сотовой связи стандарта GSM Siemens TC35i Модем телефонный ZyXEL U-336R | Двадцать два шт. Двадцать два шт. Шестнадцать шт. |
| Источник бесперебойного питания Smart-UPS 750VA 2U | Восемнадцать шт. |
| Источник бесперебойного питания Smart-UPS 1000VA 2U | Один |
| Сервер БД МОХА | Один |
| АРМ Системный блок Advantech Р4; 3,0ГГц; | Один |
| Переносной инженерный пульт Asus A3F | Один |
| Приемник меток времени GPS и устройство сервисное | Один шт. |
| Формуляр на систему | Один экземпляр |
| Методика поверки | Один экземпляр |
| Руководство по эксплуатации | Один экземпляр |
| Базовое программное обеспечение КТС «Энергия+» (версия 6) | Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
Поверка
Поверка АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК» проводится по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК» Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008г.
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;
- счетчиков электрической энергии типа АЛЬФА - по документу «Многофункциональный счетчики электрической энергии типа АЛЬФА. Методика поверки»;
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 30206-94 (МЭК 687-92) Межгосударственный стандарт «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)».
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 Северо-Осетинского филиала ОАО «КЭУК» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации.
