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.
