Схема учета электроэнергии 10 кв: Схема подключения трехфазного счетчика в сеть 10 (кВ)

ПКУ 6 (10) кВ

Предназначен для измерения и учета активной и реактивной энергии прямого и обратного направления в цепях переменного тока напряжением 6 кВ или 10 кВ частотой 50 Гц на границе балансовой принадлежности между различными субъектами рынка.

36

Габаритные размеры

Фотогалерея

Функциональные возможности

• Организация коммерческого учета на границах зон балансовой принадлежности
• Отслеживание фактов хищения электрической энергии
• Сбор, хранение и передача измеренных данных на диспетчерские пункты с привязкой к единому астрономическому времени
• Тарифный учет электроэнергии и предоставление объективной информации для проведения расчетов между участниками рынка электроэнергии

Условия эксплуатации

• В части воздействия климатических факторов внешней среды, исполнение – У, категории размещения – 1 по ГОСТ 15150
• В части стойкости к механическим внешним воздействующим факторам – группа М2 по ГОСТ 17516.1
• Высота над уровнем моря не более 1000 м
• Окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая токопроводящей пыли, агрессивных паров и газов в концентрациях, вызывающих разрушение металла и изоляции
• Рабочее положение в пространстве – вертикальное, с допустимым отклонением не более 10˚ в любую сторону для модуля ВМ и не более 5˚– для модуля НМ

Похожие продукты

Техтребования к системам учета электроэнергии

Данные технические требования к системам учета электрической энергии разработаны на основе требований Основных положений функционирования розничных рынков (утверждены Постановлением Правительства РФ №442 от 04.05.2012) (далее – ОПФРР), требований НП «Совет рынка» к коммерческим системам учета субъектов ОРЭ(М), Типовой инструкции по учёту электроэнергии при её производстве, передаче и распределении (РД 34.09.101-94), ГОСТ 7746–2015 «Трансформаторы тока. Общие технические условия», ГОСТ 1983–2015 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия», Правил устройства электроустановок (Главы 1.5 и 3.4) (далее – ПУЭ), Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (утв. приказом Минэнерго РФ от 13 января 2003 г. N 6) (далее – ПТЭЭП), Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок и определяют технические параметры систем учета, расположенных на присоединениях 0,4\6\10\35\110 кВ ПС, РП, ТП АО «ЕЭСК» и в электроустановках потребителя.

Целью создания требований является оптимизация процесса построения коммерческих систем учета электроэнергии в сетях АО «ЕЭСК» для более эффективного и точного определения объемов покупаемой и продаваемой электроэнергии, и, как следствие, для снижения объемов потерь электроэнергии в сетях АО «ЕЭСК». Данный документ увязан с п.2.8.5. Информационно-измерительные системы коммерческого и технического учёта Положения о технической политике АО «ЕЭСК» в распределительном электросетевом комплексе.

I. Требования к системам коммерческого и технического учета на ПС 110\35\20\10\6 кВ АО «ЕЭСК»

1. Системы коммерческого (в том числе контрольного) и технического учета на вновь сооружаемых или модернизируемых ПС 110/35/20/10/6 кВ должны удовлетворять требованиям действующей редакции Приложения 11.1. «Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учёта электрической энергии (мощности). Технические требования» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка НП «Совет рынка», далее – «Требования к АИИС КУЭ ОРЭ(М)»).

2. АИИС КУЭ подстанции должна выполняться по проекту, прошедшему экспертизу в АО «АТС». Выбор оборудования зависит от титула проекта – новое строительство или модернизация, и должен осуществляться на основе Требований к АИИС КУЭ ОРЭ(М).

2.1. Система должна строиться на принципах существующей структуры АИИС КУЭ АО «ЕЭСК». В противном случае она должна строиться как новая независимая система.

2.2. Разработку АИИС КУЭ необходимо выполнить отдельным проектом при обязательном согласовании с проектировщиком основной системы – ООО «Прософт-Системы», в случае построения на принципах существующей АИИС. При необходимости внести изменения в структурную схему. Проектирование необходимо осуществлять с учётом приведённых ниже требований:

2.2.1. Необходимо выполнить проверку выбранных номиналов измерительных обмоток трансформаторов тока и напряжения по первичным и вторичным нагрузкам. На отходящих фидерах проектировать трансформаторы тока во всех трёх фазах. После выбора оборудования произвести расчёт погрешности ИИК с оформлением паспортов-протоколов.

2.2.2. Электросчетчик должен быть подключен к измерительным трансформаторам через испытательную коробку, предусматривающую возможность замены электросчетчика и подключения образцового счетчика без отключения присоединения (кроме счетчиков прямого включения).

2.2.3. Класс точности трансформаторов тока 220/110/35/20/10/6 кВ должен быть не хуже 0,2S.

2.2.4. Класс точности трансформаторов напряжения 220/110/35/20/10/6 кВ – 0,2.

2.2.5. На линиях 220/110/35 кВ необходимо предусмотреть установку/замену существующих микропроцессорных счётчиков на микропроцессорные счётчики А1802-RALX-P4GB-DW-4 (модификация 2xRS – 485 с оптопортом и резервным питанием).

2.2.6. На вводах трансформаторов 220/110/35/20/10/6 кВ и ТСН проектом предусмотреть установку/замену существующих микропроцессорных счётчиков на микропроцессорные счётчики А1802-RALXQ-P4GB-DW-4 (модификация 2xRS – 485 с оптопортом и резервным питанием).

2.2.7. На отходящих фидерах 20/10/6 кВ проектом необходимо предусмотреть замену существующих микропроцессорных счётчиков на микропроцессорные счётчики СЭТ-4ТМ.03M кл.точности 0,2S в модификациия 2xRS – 485 с оптопортом и резервным питанием.

2.2.8. Предусмотреть систему резервного питания счётчиков подстанции.

2.2.9. Предусмотреть замену УСПД, тип исполнения УСПД Эком-3000М RM (4xRS-232, 8xRS-485, 2 блока питания, GPS, сетевая плата, вынесенные модули грозозащиты. Питание от запроектированной системы питания оборудования АСУЭ, связи, АИИС КУЭ. Место размещения – стойка 19”.

2.2.10. Информационные кабели, используемые в цепях АИИС КУЭ, применять медные, экранированные, с оболочкой, не поддерживающие горение.

II. Требования к системам коммерческого и технического учета в распределительной сети АО «ЕЭСК» (ТП, РП 20\10\6\0,4 кВ)

1. При новом строительстве или модернизации РП, ТП АО «ЕЭСК», имеющих присоединения приёма электроэнергии в сеть АО «ЕЭСК» (присоединения оптового рынка электроэнергии), требования к системам учёта таких объектов совпадают с требованиями Раздела 1 – Требования к системам коммерческого и технического учета на ПС 110\35\20\10\6 кВ АО «ЕЭСК».

2. Для РП, ТП АО «ЕЭСК» и электроустановок потребителей, сооружаемых вновь, модернизируемых или реконструируемых (розничный рынок электроэнергии), требования указаны в Разделе III п.1.

3. Для существующих РП, ТП АО «ЕЭСК» и электроустановок потребителей (розничный рынок электроэнергии), требования указаны в Разделе III п.2.

4. Все приборы учета, устанавливаемые в рамках нового строительства или реконструкции электроустановок АО «ЕЭСК», должны включаться в систему АИИС КУЭ АО «ЕЭСК».

III. Требования к системам коммерческого учета, расположенным в электроустановках потребителей с напряжением 110/35/20/10/6/0,4 кВ

1. Требования к системам учёта электроустановок потребителей сооружаемых вновь, модернизируемых или реконструируемых

1.1. Требования к приборам учета:

1.1.1. Выбор класса точности:

• Для учета электрической энергии, потребляемой гражданами, а также на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем многоквартирного дома подлежат использованию приборы учета класса точности 2,0 и выше. (ОПФРР п.138).

• В многоквартирных домах, присоединение которых к объектам электросетевого хозяйства осуществляется вновь, на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем подлежат установке коллективные (общедомовые) приборы учета класса точности 1,0 и выше (ОПФРР п.138).

• Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями (кроме граждан-потребителей) с максимальной мощностью менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета класса точности:

— для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 0,4кВ до 35 кВ – 1,0 и выше;

— для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 110 кВ и выше – 0,5S и выше. (ОПФРР п.139).

• Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями с максимальной мощностью не менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах потребления электрической энергии за последние 90 дней и более или включенные в систему учета. (ОПФРР п.139).

• Для учета реактивной мощности, потребляемой (производимой) потребителями с максимальной мощностью не менее 670 кВт, в случае если в договоре оказания услуг по передаче электрической энергии, имеется условие о соблюдении соотношения потребления активной и реактивной мощности, подлежат использованию приборы учета, позволяющие учитывать реактивную мощность или совмещающие учет активной и реактивной мощности и измеряющие почасовые объемы потребления (производства) реактивной мощности. При этом указанные приборы учета должны иметь класс точности не ниже 2,0, но не более чем на одну ступень ниже класса точности используемых приборов учета, позволяющих определять активную мощность. (ОПФРР п.139)

• Для учета объемов производства электрической энергии производителями электрической энергии (мощности) на розничных рынках подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы производства электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах производства электрической энергии (мощности) за последние 90 дней и более или включенные в систему учета. (ОПФРР п.141).

1.1.2. Направление и вид учитываемой энергии:

• Для потребителей, присоединенная мощность которых превышает 150 кВт, подлежат использованию приборы учета, позволяющие учитывать реактивную мощность или совмещающие учет активной и реактивной мощности. Для присоединений, работающих в реверсивных режимах, выбираются приборы учёта с возможностью фиксации количества электроэнергии по приёму и по отдаче. (Приказ Минромэнерго РФ от 22 февраля 2007г. № 49, ОПФРР п.139)

1.1.3. Спецификация ПУ:

• Для потребителей, присоединенная мощность которых превышает 670кВт, для измерения почасовых объёмов потребляемой электроэнергии вновь устанавливаемые ПУ должны быть электронными, с энергонезависимой памятью, позволяющей хранить профиль нагрузки, настроенный на 60 минутные интервалы. Глубина хранения профиля мощности 90 дней и более. ПУ должны иметь функцию резервного питания. Интерфейсы обмена данными – оптопорт и RS-485 (при использовании ПУ в составе собственной АИИС должны использоваться ПУ с двумя RS-485 – один выход для включения в АИИС АО «ЕЭСК», второй – для собственных целей).

• Для граждан-потребителей, чьи электроустановки непосредственно присоединены к сетям АО «ЕЭСК», для включения в автоматизированную систему учёта электрической энергии рекомендуется установка приборов учёта электрической энергии в точке присоединения. Прибор учета должен обеспечивать автоматическую передачу данных по двум независимым каналам связи (силовому проводу PLC и по одному из радиоканалов 433 МГц или 2,4ГГц) до устройства сбора, установленного в ТП либо напрямую на сервер АИИС КУЭ АО «ЕЭСК».

• Диапазон рабочих температур выбираемого ПУ должен соответствовать условиям его эксплуатации, но, как правило, не должен быть хуже – 40+50 С.

1.1.4. Способ и схема подключения.

• На присоединениях 0,4 кВ при нагрузке до 100А включительно применять ПУ прямого включения.

• При трёхфазном вводе использовать трёхэлементные ПУ (ПУЭ п. 1.5.13).

1.1.5. Требования к поверке.

• На вновь устанавливаемых однофазных и трёхфазных счётчиках должны быть действующая поверка, пломбы государственной поверки (ПУЭ п.1.5.13). Наличие действующей поверки ПУ подтверждается предоставлением подтверждающего документа – паспорта-формуляра на ПУ или свидетельства о поверке. В документах на ПУ должны быть отметки о настройках тарифного расписания и местного времени.

1.1.6. Требования к местам установки ПУ.

• Счётчики должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С. Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40°С, а также в помещениях с агрессивными средами. Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. В случае, если приборы не предназначены для использования в условиях отрицательных температур, должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20°С (ПУЭ п.1.5.27).

• Счётчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройствах (КРУ, КРУП), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию. Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8-1,7 м. Допускается высота менее 0,8 м, но не менее 0,4 м (ПУЭ п.1.5.29) (за исключением вариантов технического решения установки ПУ в точке присоединения на опоре ВЛ-0,4 кВ).

• Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т.п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика и установки его с уклоном не более 1° (индукционные ПУ). Конструкция его крепления должна обеспечивать возможность установки и съёма счетчика с лицевой стороны (ПУЭ п.1.5.31).

• При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений (ПУЭ п.1.5.38).

1.2. Способ передачи информации:

• Через GSM/GPRS модем на сервер АИИС КУЭ АО «ЕЭСК» напрямую из ПУ. В большинстве случаев на группу ПУ устанавливается один модем. Выбор типа GSM/GPRS модема осуществляется после согласования с АО «ЕЭСК».

• При согласовании с АО «ЕЭСК» возможна передача данных из АИИС КУЭ потребителя, внесённой в Государственный реестр средств измерений, сданной в установленном порядке в промышленную эксплуатацию и имеющей действующее свидетельство о поверке.

Для периодического контроля состояния измерительного комплекса используется возможность непосредственного считывания данных из ПУ через оптопорт.

1.3. Требования к измерительным трансформаторам тока:

При новом строительстве или реконструкции электроустановок измерительные трансформаторы тока (ТТ) должны соответствовать следующим требованиям.

1.3.1. Класс точности – не хуже 0,5S.

1.3.2. При полукосвенном и косвенном включении ПУ необходимо устанавливать трансформаторы тока во всех фазах.

1.3.3. Значения номинального вторичного тока должны быть увязаны с номинальными токами приборов учёта.

1.3.4. Трансформаторы тока, используемые для присоединения счётчиков на напряжении до 0,4 кВ, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности (ПУЭ п.1.5.36).

1.3.5. Выводы вторичной измерительной обмотки трансформаторов тока должны иметь крышки для опломбировки (ПТЭЭП п.2.11.18).

1.3.6. Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов тока должны иметь постоянные заземления. (Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок п. 42.1)

1.3.7. Заземление во вторичных цепях трансформаторов тока следует предусматривать на зажимах трансформаторов тока (ПУЭ п.3.4.23).

1.3.8. Трансформатор тока должен иметь действующую поверку первичную (заводскую) или периодическую (в соответствии с межповерочным интервалом, указанным в описании типа данного средства измерения). Наличие действующей поверки подтверждается предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТТ с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11).

1.3.9. Для защиты от несанкционированного доступа электроизмерительных приборов, коммутационных аппаратов и разъемных соединений электрических цепей в цепях учета должно производиться их маркирование специальными знаками визуального контроля в соответствии с установленными требованиями (ПТЭЭП 2.11.18).

1.3.10. Трансформаторы тока должны соответствовать требованиям действующего ГОСТ 7746-2015. «Трансформаторы тока. Общие технические условия»

1.4 Требования к измерительным трансформаторам напряжения:

При новом строительстве или реконструкции электроустановок измерительные трансформаторы напряжения (ТН) должны соответствовать следующим требованиям.

1.4.1. Класс точности – не хуже 0,5 (ПУЭ п.1.5.16).

1.4.2. При трёхфазном вводе применять трёхфазные ТН или группы из трёх однофазных ТН.

1.4.3. Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки решеток и дверец камер, где установлены предохранители (устанавливаются предохранители с сигнализацией их срабатывания (ПУЭ п. 3.4.28) на стороне высокого и низкого напряжения ТН, а также рукояток приводов разъединителей ТН). При невозможности опломбировки камер, пломбируются выводы ТН. (ПТЭЭП п.2.11.18).

1.4.4. Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов напряжения должны иметь постоянные заземления (Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок п. 42.1).

1.4.5. Вторичные обмотки трансформатора напряжения должны быть заземлены соединением нейтральной точки или одного из концов обмотки с заземляющим устройством. Заземление вторичных обмоток трансформатора напряжения должно быть выполнено, как правило, на ближайшей от трансформатора напряжения сборке зажимов или на зажимах трансформатора напряжения (ПУЭ п.3.4.24).

1.4.6. ТН должен иметь действующую поверку первичную (заводскую) или периодическую (в соответствии с межповерочным интервалом, указанным в описании типа данного средства измерения). Наличие действующей поверки подтверждается предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТН с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11).

1.4.7. Трансформаторы напряжения должны соответствовать требованиям действующего ГОСТ 1983-2015 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»

1.5. Требования к измерительным цепям:

1.5.1. В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается (ПУЭ п.1.5.33).

1.5.2. Электропроводка должна соответствовать условиям окружающей среды, назначению и ценности сооружений, их конструкции и архитектурным особенностям. Электропроводка должна обеспечивать возможность легкого распознания по всей длине проводников по цветам:

голубого цвета – для обозначения нулевого рабочего или среднего проводника электрической сети;

двухцветной комбинации зелено-желтого цвета – для обозначения защитного или нулевого защитного проводника;

двухцветной комбинации зелено-желтого цвета по всей длине с голубыми метками на концах линии, которые наносятся при монтаже – для обозначения совмещенного нулевого рабочего и нулевого защитного проводника;

черного, коричневого, красного, фиолетового, серого, розового, белого, оранжевого, бирюзового цвета – для обозначения фазного проводника (ПУЭ п.2.1.31).

1.5.3. Жилы контрольных кабелей для присоединения под винт к зажимам панелей и аппаратов должны иметь сечения не менее 1,5 мм (а при применении специальных зажимов – не менее 1,0 мм) для меди; для неответственных вторичных цепей, для цепей контроля и сигнализации допускается присоединение под винт кабелей с медными жилами сечением 1 мм;

Монтаж цепей постоянного и переменного тока в пределах щитовых устройств (панели, пульты, шкафы, ящики и т. п.), а также внутренние схемы соединений приводов выключателей, разъединителей и других устройств по условиям механической прочности должны быть выполнены проводами или кабелями с медными жилами. Применение проводов и кабелей с алюминиевыми жилами для внутреннего монтажа щитовых устройств не допускается (ПУЭ п.3.4.12).

1.5.4. Присоединения токовых обмоток счётчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока следует проводить отдельно от цепей защиты и электроизмерительными приборами (ПУЭ п. 1.5.18).

1.5.5. Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки промежуточных клеммников, испытательных блоков, коробок и других приборов, включаемых в измерительные цепи ПУ, при этом необходимо минимизировать применение таких устройств (ПТЭЭП п.2.11.18).

1.5.6. Проводники цепей напряжения подсоединять к шинам посредством отдельного технологического болтового присоединения, в непосредственной близости от трансформатора тока данного измерительного комплекса. Конструкции мест подключения цепей напряжения, крепежные материалы, используемые для крепления проводников цепей напряжения измерительных комплексов к токоведущим частям оборудования электроустановок, должны предусматривать возможность их опломбирования  (ПТЭЭП п.2.11.18). Метизы для болтовых соединений (болты с отверстием в стержне, гайки) должны иметь контровочные отверстия по ГОСТ, ОСТ, DIN, ISO для опломбирования таких соединений.

1.5.7. Нагрузка вторичных обмоток измерительных трансформаторов, к которым присоединяются счетчики, не должна превышать номинальных значений.

1.5.8. Сечение и длина проводов и кабелей в цепях напряжения расчетных счетчиков должны выбираться такими, чтобы потери напряжения в этих цепях составляли не более 0,25% номинального напряжения. (ПУЭ п.1.5.19).

1.5.9. Для косвенной схемы подключения прибора учета вторичные цепи следует выводить на самостоятельные сборки зажимов или секции в общем ряду зажимов. При отсутствии сборок с зажимами необходимо устанавливать испытательные блоки. Зажимы должны обеспечивать закорачивание вторичных цепей трансформаторов тока, отключение токовых цепей счетчика и цепей напряжения в каждой фазе счетчиков при их замене или проверке, а также включение образцового счетчика без отсоединения проводов и кабелей. Конструкция сборок и коробок зажимов расчетных счетчиков должна обеспечивать возможность их пломбирования. (ПУЭ п.1.5.23).

1.6. Требования к вводным устройствам и к коммутационным аппаратам на вводе:

1.6.1. Должна обеспечиваться возможность полного визуального осмотра со стационарных площадок вводных устройств ВЛ, КЛ, а также вводных доучётных электропроводок оборудования для выявления доучётного подключения электроприёмников.

1.6.2. Собственники энергопринимающих устройств максимальная мощность, которых более 150 кВт обязаны предоставлять в сетевую организацию, разработанную проектную документацию.

1.6.3. Места возможного доучётного подключения должны быть изолированы путём пломбировки камер, ячеек, шкафов и др. (ПТЭЭП п.2.11.18).

1.6.4. При нагрузке до 100А включительно, исключать установку рубильников до места установки узла учета (за исключением вариантов технического решения установки ПУ со встроенным отключающим реле). Для безопасной установки и замены счётчиков в сетях напряжением до 0,4 кВ должна предусматриваться установка вводных автоматов защиты (на расстоянии не более 10 м от ПУ) с возможностью опломбировки (ПУЭ п.1.5.36) (за исключением вариантов технического решения установки ПУ в точке присоединения на опоре ВЛ-0,4 кВ).

1.6.5. Установку аппаратуры АВР, ОПС и другой автоматики предусматривать после места установки узла учета.

1.7. Требования к составу документов на измерительные комплексы:

1.7.1 Для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением свыше 1 кВ по итогам процедуры допуска в эксплуатацию прибора учета, установленного (подключенного) через измерительные трансформаторы, составляется паспорт-протокол измерительного комплекса при включенной нагрузке и проведении инструментальных замеров во вторичных цепях. Паспорт-протокол измерительного комплекса должен содержать в том числе описание прибора учета и измерительных трансформаторов (номер, тип, дату поверки), межповерочный интервал, расчет погрешности измерительного комплекса, величину падения напряжения в измерительных цепях трансформатора напряжения, нагрузку токовых цепей трансформатора тока. Паспорт-протокол измерительного комплекса должен находиться у собственника прибора учета, входящего в состав измерительного комплекса, и актуализироваться по мере проведения инструментальных проверок. (ОПФРР п.154).

1.7.2 Перед включением собственник энергопринимающих устройств (объектов по производству электрической энергии (мощности), объектов электросетевого хозяйства) должен согласовать со специалистами Службы учёта и баланса сети АО «ЕЭСК» места установки приборов учета, схемы подключения приборов учета и иных компонентов измерительных комплексов и систем учета, а также метрологических характеристик приборов учета. (ОПФРР п.148)

2. Требования к системам учёта существующих электроустановок потребителей

2.1. Требования к приборам учета:

2.1.1. Выбор класса точности:

• Для учета электрической энергии, потребляемой гражданами, а также на границе раздела объектов электросетевого хозяйства и внутридомовых инженерных систем многоквартирного дома подлежат использованию приборы учета класса точности 2,0 и выше. Приборы учета класса точности ниже 2,0 используемые гражданами и в многоквартирных жилых домах могут быть использованы ими вплоть до истечения установленного срока их эксплуатации. По истечении установленного срока эксплуатации приборов учета такие приборы учета подлежат замене на приборы учета класса точности не ниже 2,0. (ОПФРР п.138, п.142).

• Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями (кроме граждан-потребителей) с максимальной мощностью менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета класса точности:

— для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 0,4кВ до 35 кВ – 1,0 и выше;

 — для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением от 110 кВ и выше – 0,5S и выше. (ОПФРР п.138, п.142).

• Для учета электрической энергии, потребляемой потребителями с максимальной мощностью не менее 670 кВт, подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы потребления электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах потребления электрической энергии за последние 90 дней и более или включенные в систему учета. (ОПФРР п.138, п.142).

• Приборы учета, позволяющие учитывать реактивную мощность или совмещающие учет активной и реактивной мощности и измеряющие почасовые объемы потребления (производства) реактивной мощности должны иметь класс точности не ниже 2,0, но не более чем на одну ступень ниже класса точности используемых приборов учета, позволяющих определять активную мощность. (ОПФРР п.138, п.142).

• Для учета объемов производства электрической энергии производителями электрической энергии (мощности) на розничных рынках подлежат использованию приборы учета, позволяющие измерять почасовые объемы производства электрической энергии, класса точности 0,5S и выше, обеспечивающие хранение данных о почасовых объемах производства электрической энергии (мощности) за последние 90 дней и более или включенные в систему учета. (ОПФРР п.138, п.142).

2.1.2. Способ и схема подключения.

• При трёхфазном вводе использовать трёхэлементные ПУ (ПУЭ п. 1.5.13).

2.1.3. Требования к поверке:

• Каждый установленный расчетный счетчик должен иметь на винтах, крепящих кожух счетчика, пломбы с клеймом метрологической поверки 2.11.18, а на зажимной крышке – пломбу энергоснабжающей организации (ПУЭ п.1.5.13).

• Наличие действующей поверки ПУ подтверждается наличием читаемой пломбы метрологической поверки и, как правило, предоставлением документа – паспорта-формуляра на ПУ или свидетельства о поверке. В документах на ПУ должны быть отметки о настройках тарифного расписания и местного времени.

2.1.4. Требования к местам установки ПУ.

• Счётчики должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С. Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40°С, а также в помещениях с агрессивными средами. Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. В случае, если приборы не предназначены для использования в условиях отрицательных температур, должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20°С (ПУЭ п.1.5.27).

• Конструкции и размеры шкафов, ниш, щитков и т.п. должны обеспечивать удобный доступ к зажимам счетчиков и трансформаторов тока. Кроме того, должна быть обеспечена возможность удобной замены счетчика и установки его с уклоном не более 1° (индукционные ПУ). (ПУЭ п.1.5.31).

• При наличии на объекте нескольких присоединений с отдельным учетом электроэнергии на панелях счетчиков должны быть надписи наименований присоединений (ПУЭ п.1.5.38).

2.2. Требования к измерительным трансформаторам тока:

2.2.1. Класс точности – не хуже 0,5 (ПУЭ п.1.5.16).

2.2.2. При полукосвенном включении ПУ необходимо устанавливать трансформаторы тока во всех фазах.

2.2.3. Значения номинального вторичного тока должны быть увязаны с номинальными токами приборов учёта.

2.2.4. Трансформаторы тока, используемые для присоединения счётчиков на напряжении до 0,4 кВ, должны устанавливаться после коммутационных аппаратов по направлению потока мощности (ПУЭ п.1.5.36.).

2.2.5. Выводы вторичной измерительной обмотки трансформаторов тока должны иметь крышки для опломбировки. (ПТЭЭП п.2.11.18)

2.2.6. Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов тока должны иметь постоянные заземления. (Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок п. 42.1)

2.2.7. Заземление во вторичных цепях трансформаторов тока следует предусматривать на зажимах трансформаторов тока (ПУЭ п.3.4.23).

2.2.8. Трансформатор тока должен иметь действующую метрологическую поверку первичную (заводскую) или периодическую (в соответствии с межповерочным интервалом, указанным в описании типа данного средства измерения). Наличие действующей поверки подтверждается, как правило, предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТТ с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11). В случае отсутствия документов, трансформаторы тока считаются пригодными к эксплуатации, если с момента выпуска прошло не более 5 лет.

2.2.9. Предельные значения вторичной нагрузки трансформаторов тока класса точности 0,5 должны находиться в диапазоне 25–100% от номинальной (ГОСТ-7746–2015 трансформаторы тока).

2.2.10. Трансформаторы тока должны соответствовать требованиям действующего ГОСТ 7746-2015. «Трансформаторы тока. Общие технические условия»

2.3. Требования к измерительным трансформаторам напряжения:

2.3.1. Класс точности – не хуже 0,5 (ПУЭ п.1.5.16).

2.3.2. При трёхфазном вводе применять трёхфазные ТН или группы из трёх однофазных ТН.

2.3.3. Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки решеток и дверец камер, где установлены предохранители (устанавливаются предохранители с сигнализацией их срабатывания (ПУЭ п. 3.4.28) на стороне высокого и низкого напряжения ТН, а также рукояток приводов разъединителей ТН. При невозможности опломбировки камер, пломбируются выводы ТН (ПТЭЭП п.2.11.18).

2.3.4. Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов, устройств релейной защиты и электроавтоматики, вторичные цепи (обмотки) измерительных трансформаторов напряжения должны иметь постоянные заземления (Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок п. 42.1).

2.3.5. Вторичные обмотки трансформатора напряжения должны быть заземлены соединением нейтральной точки или одного из концов обмотки с заземляющим устройством. Заземление вторичных обмоток трансформатора напряжения должно быть выполнено, как правило, на ближайшей от трансформатора напряжения сборке зажимов или на зажимах трансформатора напряжения (ПУЭ п.3.4.24).

2.3.6. Наличие действующей поверки подтверждается, как правило, предоставлением оригиналов паспортов или свидетельств о поверке ТН с протоколами поверки (ПТЭЭП 2.11.11). В случае отсутствия документов, трансформаторы напряжения считаются пригодными к эксплуатации, если с момента выпуска прошло не более 8 лет.

2.3.7. Трансформаторы напряжения должны соответствовать требованиям действующего ГОСТ 1983-2015 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»

2.4. Требования к измерительным цепям:

2.4.1. В электропроводке к расчетным счетчикам наличие паек не допускается (ПУЭ п.1.5.33).

2.4.2. Для сохранности измерительных цепей должна быть предусмотрена возможность опломбировки промежуточных клеммников, испытательных блоков, коробок и других приборов, включаемых в измерительные цепи ПУ, при этом необходимо минимизировать применение таких устройств (ПТЭЭП п.2.11.18).

2.4.3. Проводники цепей напряжения подсоединять к шинам посредством отдельного технологического болтового присоединения, в непосредственной близости от трансформатора тока данного измерительного комплекса. Конструкции мест подключения цепей напряжения, крепежные материалы, используемые для крепления проводников цепей напряжения измерительных комплексов к токоведущим частям оборудования электроустановок, должны предусматривать возможность их опломбирования  (ПТЭЭП п.2.11.18). Метизы для болтовых соединений (болты с отверстием в стержне, гайки) должны иметь контровочные отверстия по ГОСТ, ОСТ, DIN, ISO для опломбирования таких соединений.

2.5. Требования к вводным устройствам и к коммутационным аппаратам на вводе:

2.5.1. Места возможного доучётного подключения должны быть изолированы путём пломбировки камер, ячеек, шкафов и др. (ПТЭЭП п.2.11.18)

2.5.2. Установку ОПС и другой автоматики предусматривать после места установки узла учета.

2.6. Требования к составу документов на измерительные комплексы:

2.6.1. Для точек присоединения к объектам электросетевого хозяйства напряжением свыше 1 кВ по итогам процедуры допуска в эксплуатацию прибора учета, установленного (подключенного) через измерительные трансформаторы, составляется паспорт-протокол измерительного комплекса при включенной нагрузке и проведении инструментальных замеров во вторичных цепях. Паспорт-протокол измерительного комплекса должен содержать в том числе описание прибора учета и измерительных трансформаторов (номер, тип, дату поверки), межповерочный интервал, расчет погрешности измерительного комплекса, величину падения напряжения в измерительных цепях трансформатора напряжения, нагрузку токовых цепей трансформатора тока. Паспорт-протокол измерительного комплекса должен находиться у собственника прибора учета, входящего в состав измерительного комплекса, и актуализироваться по мере проведения инструментальных проверок. (ОПФРР п.154).

Паспорт-протокол оформляется по форме, указанной в Типовой инструкции по учёту электроэнергии при её производстве, передаче и распределении (РД 34.09.101-94). и передаётся в ЕЭСК с копиями документов, указанных в пп. 2.1.3, 2.2.8 и 2.3.6 до получения справки о выполнении технических условий присоединения к сетям АО «ЕЭСК».

Способы подключения электросчетчиков к электросетям

По способу подключения к сети счетчики разделяют на 3 группы:
Счетчики непосредственного включения (прямого включения) — подключаются к сети напрямую, без измерительных трансформаторов. Выпускаются однофазные и трехфазные модели, для сетей 0,4/0,23 кВ на токи до 100 А.

Счетчики полукосвенного включения — подключаются к сети напрямую только обмотками напряжения, токовые обмотками подключаются через трансформаторы тока. Выпускаются только трехфазные модели (для электротранспорта существуют и однофазные) на напряжение 0,4 кВ. Величина измеряемого тока зависит от характеристик подключенных трансформаторов тока.

Счетчики косвенного включения — подключаются к сети через трансформаторы тока и трансформаторы напряжения. Выпускаются только трехфазные модели. Величина измеряемого тока и напряжения зависит от характеристик подключенных трансформаторов. Область применения — сети от 6 кВ и выше.

Схемы включения индукционных и электронных электросчётчиков абсолютно идентичны.

Схемы прямого (непосредственного) подключения электросчетчиков

Схема прямого подключения однофазного электросчетчика

 

Схема прямого подключения трехфазного электросчетчика к сети TNS

 

Схема прямого подключения трехфазного электросчетчика к сети TNС

 

 

Схемы полукосвенного (трансформаторного) подключения электросчетчиков

Схема полукосвенного (3-х трансформаторного) подключения трехфазного электросчетчика к сети TNS (без испытательной коробки)

 

8-проводная схема полукосвенного (3-х трансформаторного) подключения трехфазного электросчетчика к сети TNS через испытательную коробку

 

10-проводная схема полукосвенного (3-х трансформаторного) подключения трехфазного электросчетчика к сети TNS через испытательную коробку

 

Схема полукосвенного (3-х трансформаторного) подключения трехфазного электросчетчика к сети TNC (без испытательной коробки)

8-проводная схема полукосвенного (3-х трансформаторного) подключения трехфазного электросчетчика к сети TNC через испытательную коробку

10-проводная схема полукосвенного (3-х трансформаторного) подключения трехфазного электросчетчика к сети TNC через испытательную коробку

 

Схема полукосвенного (2-х трансформаторного) подключения трехфазного электросчетчика к сети TNS (без испытательной коробки)

 

Схема полукосвенного (2-х трансформаторного) подключения трехфазного электросчетчика к сети TNC через испытательную коробку

Схемы косвенного (трансформаторного) подключения электросчетчиков

Схема косвенного подключения трехфазного электросчетчика (без испытательной коробки)

8-проводная схема косвенного подключения трехфазного электросчетчика через испытательную коробку

10-проводная схема косвенного подключения трехфазного электросчетчика через испытательную коробку

 

 

Подключение счетчика электроэнергии в низковольтную сеть большой мощности

Для подключения счетчика в сеть большой мощности (с большими токами) необходимо применять специальные устройства — измерительные трансформаторы тока. Речь идет о низковольтных сетях до 0,66 кВ, где уровень номинального тока 100 А и выше. Счетчики прямого включения не предназначены для использования в таких мощных сетях, поэтому и требуется снизить уровень рабочего тока до величины, удобной для измерения приборами учета — 5 А.

Способ подключения в сеть счетчика, при котором токовые обмотки счетчика подключаются к измерительным выводам трансформатора тока называют полукосвенным. При этом способе подключения счетчика используется рабочее напряжение сети (обмотки напряжения подключаются к электросчетчику напрямую).

Существует также и косвенный способ подключения счетчика, однако он применяется для учета электроэнергии в установках с напряжением более 1 кВ. При косвенном подключении счетчика кроме трансформаторов тока применяются трансформаторы напряжения, снижающие высокое значение напряжение до 100 В.

Класс точности и его значение для учета электроэнергии

Правила Устройства Электроустановок (сокращенно ПУЭ) устанавливают классы точности для трансформаторов тока различных категорий применений. Так, для коммерческого учета должны устанавливаться трансформаторы тока с классом точности не более 0,5, а для технического учета необходим класс точности не выше 1,0.

Также встречаются трансформаторы тока с практически одинаковыми классами точности 0,5 и 0,5S. В чем заключается между ними разница? Погрешность обмотки ТТ с классом точности 0,5 не нормируется ниже 5%. Это значит, что при нагрузке в главной цепи ниже 5% электрическая энергия не будет учитываться. Класс точности 0,5S говорит о том, что трансформатор тока будет передавать сигнал на счетчик при уровне нагрузки не ниже 1%.

Схемы подключения счетчика через трансформаторы тока

Подключить трехфазный счетчик электроэнергии в мощную низковольтную сеть с глухозаземленной нейтралью можно по приведенным ниже схемам.

Цепи тока и напряжения в этой схеме, которую еще называют «десятипроводной» (по количеству используемых проводов), разделены. Подобное разделение цепей напряжения и тока позволяет повысить электробезопасность и легко проверять правильность подключения.

Следующая схема, в которой все выводы И2 измерительных трансформаторов тока соединяются в общую точку и присоединяются к нулевому проводнику, называется «звезда» (т. к. трансформаторы тока соединены по одноименной схеме). Она экономична с точки зрения использования проводов, однако усложняет проверку схемы включения счетчика представителями энергоснабжающих организаций.

«Семипроводная» схема на сегодняшний день является устаревшей, но так или иначе до сих пор встречается. Эта схема, будучи самой экономичной, опасна для обслуживающего персонала и потому должна быть модернизирована до десятипроводной.

Подключения счетчика электроэнергии через переходную испытательную коробку (КИП)

Как указано в ПУЭ (п 1.5.23.), подключать трехфазные счетчики электроэнергии следует через испытательные коробки, упомянутые выше. Они (коробки испытательные переходные) позволяют производить замену счетчика, не отключая нагрузку, так как все необходимые переключения можно произвести в КИП.

Также встречаются низковольтные сети с изолированной нейтралью (система IT). Если быть более точным, то в сети с такой системой заземления нейтральный проводник может быть как полностью изолирован, так и заземлен при помощи специальных приборов, обладающих большим электрическим сопротивлением.

Такая система (IT) применяется на объектах, к которым предъявляются высокие требования по надежности и безопасности электроснабжения. Например, изолированная система IT применяется для электрических установок угольных шахт, для мобильных дизельных и бензиновых электростанций, а также для аварийного освещения и электроснабжения больниц. Подключить счетчик электроэнергии к трансформаторам тока в сеть с изолированной нейтралью можно по следующей схеме.

Измерительные трансформаторы тока — это устройства, преобразующие большие значения тока главных цепей до величины 5 А, удобной для измерения счетчиками электроэнергии. Именно это и определяет их основное назначение: питание цепей учета электроэнергии (коммерческий и технический) в мощных установках, там где счетчики прямого включения просто не могут применяться.

По материалам КЭАЗ

Электроизмерительный бак Комбинированный трансформатор 10кВ (jlszv-6,10кВ)

Электроизмерительный бак 10 кВ, комбинированный трансформатор (трансформатор тока высокого напряжения и напряжения)

Тип: JLSZV-6,10 кВ

номинальное напряжение: 10 кВ

Фаза напряжения

это электрический измерительный бак нового типа, это литьевая смола эпоксидного типа.

Номинальное напряжение: 10 кВ

Коэффициент напряжения: 10000/100 В

Класс точности: 0.2, 0.2S

, если вы знаете другую информацию, пожалуйста, свяжитесь с нами.

Выставка

Процесс производства

Контакт

,

Jls 11kv 22kv 27.5kv 30kv 35kv 3-фазный комбинированный измерительный трансформатор Ct Pt Блок дозирования смол

JLS 11KV 22KV 27.5KV 30KV 35KV 3-фазный комбинированный трансформатор ct pt измерительный прибор литой смолы

Описание продукта

1. Параметр

Технический параметр — трансформатор напряжения

Модель	Номинальное напряжение	Класс точности	Номинальная мощность	Предельная производительность	Номинальное изоляционное напряжение
JLSZV- 6 кВ 12 кВ	3000/100	0.2 0,5	15 30	300	3,6 / 25/40
	6000/100				7,2 / 32/60
	10000/100				12/42/75

Технический параметр — трансформатор тока

Номинальный первичный ток	Номинальный вторичный выход (ВА)		Номинальный кратковременный тепловой ток (кА)	Номинальный динамический ток (кА)
	0.2	0,5
5-10	10	15	1,0	2,5
10-20			1.5	3,75
15-30			2,4	6,0
20-40			3	7,5
30-60			4,5	11
40-75			8,0	20
50-100			9.0	22,5
75-150			12	30
100-200			16	40
150-300			24	60
200-400			32	80
300-600			60	100
400-800			80	100
500-1000			80	100

Информация о компании

КРАТКОЕ РАССТОЯНИЕ С НАСТОЯЩИМ ИЗГОТОВИТЕЛЕМ

Свяжитесь с нами

Раствор провайдера Визитка

Эмма Менеджер по продажам Телефон / Wechat: 0086 18091860970 WhatsApp ID: 0086 18091860970 Skype: sunnysunny12271 Электронная почта: Эмма (at) zgxgdn.ком; 574306294 (at) qq.com; Сайт: www.xgelectricalpower.com;

,

10kv 6kv Потенциальный измерительный трансформатор наружного напряжения

Описание продукта

JDZX10 10 кВ 6 кВ потенциометра наружного напряжения

Потенциальные измерительные трансформаторы модели DXJDZX10 отлиты из эпоксидной смолы и полностью закрыты. Блоки подходят для электрических систем с номинальной частотой 50/60 Гц и номинальным напряжением 36 кВ и ниже. Они используются в условиях эксплуатации в помещении. Продукты разработаны в соответствии со стандартами IEC60044-2 и IEC61869-3.

Технические параметры

Тип	Номинальный первичный ток (А)	Номинальная вторичная Ток (А)	Класс точности Номинальная мощность (ВА) COSφ = 0,8	Номинальный уровень изоляции (кВ)
			10P = 10
JDZX10-10	20	1	0,1	10 (12) / 42
JDZX10-6	50		0.2

Габаритный чертеж

Упаковка и доставка

Детали упаковки : пена, картон, контейнер.

Детали поставки : обычно в течение 20 дней. И мы производим и отправляем продукцию в соответствии с запросом покупателя.

Информация о компании

Сиань Dongxu Meters Instruments Co., ООО специализируется на производстве манометра, термометра, трансформатора напряжения и сопутствующих компонентов для экспорта и сертифицированной системы качества ISO9001, сертификат CE.

После долгих лет непрерывных усилий в этой области у нас есть инженеры и обученные технические специалисты, а также передовое оборудование и управление с богатым опытом проектирования и разработки. Продукция экспортируется в Америку, Европу, Африку, Южную Азию и так далее, что более важно, она очень популярна на мировом рынке.

Мы стремимся обслуживать вас и поддерживать качество товаров, мы приветствуем заказы OEM, и мы готовы обрабатывать в соответствии с образцами клиентов.

,

Коммерческий и промышленный учет электроэнергии

Транскрипция

1 GE Digital Energy Коммерческий и промышленный счетчик электроэнергии Универсальный счетчик для требовательных применений Семейство счетчиков GE s kv2c предназначено для измерения класса доходов в коммерческих и промышленных применениях.Измеритель kv2c выходит за пределы измерения доходов в приборостроение в реальном времени, мониторинг качества электроэнергии и измерения стоимости услуг. Независимо от того, измеряете ли вы простейшую норму энергии или собираете критическую информацию о качестве обслуживания и анализа нагрузки на многофазной или однофазной цепи, существует конфигурация счетчика kv2c, отвечающая вашим потребностям. Семейство счетчиков GE kv2c является одним из наиболее широко распространенных коммерческих и промышленных счетчиков ANSI, с момента его появления в поле было развернуто более 2 миллионов единиц.Надежная конструкция счетчиков с высокой доходностью основана на передовой технологии GE, которая обеспечивает высокую точность и надежность. Семейство продуктов GE kv2c включает 2 модели, обеспечивающие максимальную гибкость и выбор клиента, в том числе многофазный продукт, доступный для применений на 600 В. Коммерческие и промышленные измерительные приборы g воображение в работе Решения KV2c для самых требовательных применений Предлагая необходимую функциональность измерения доходного уровня и улучшенный мониторинг качества электроэнергии для многофазного измерения KV2c + AMI / AMR Связь в экстремальных условиях Идеально подходит для чрезвычайно суровых условий, опираясь на наш дизайн kv2c и включает в себя более надежный источник питания и пригодность для приложений на 600 В Коммуникационные опции AMI / AMR, включая RF, линию электропередачи, сотовые сети, Ethernet Позволяет взаимозаменяемость опций AMR / AMI plug & play Поддерживает подключение и интеграцию со сторонними поставщиками коммуникационных решений Smart Configuration Customize расширенные возможности измерения в соответствии с потребностями клиентов. Универсальные программные переключатели, позволяющие выбирать расширенные функции, такие как расширенные функции записи, гармонический анализ, время использования, профиль нагрузки и показатели качества электроэнергии.Доступны опции для обеспечения возможности суммирования, импульсных выходов, телефонного модема и средств связи RS-232/485, а также средств обнаружения несанкционированного доступа и возможности проверки установки для автоматического обнаружения ошибок, изменений в проводке, взлома и проблем с выставлением счетов. Надежность Надежный ватт-час и измеритель спроса с расширенными возможностями записи. Основан на высококачественной технологии GE, обеспечивающей точность и надежность 0,2%. Обеспечьте коммунальные услуги инструментами для снижения эксплуатационных расходов и предоставьте точные измерительные решения.

2 Коммерческий и промышленный учет электроэнергии Надежный учет В это динамичное время нормативного контроля и взаимодействия с клиентами вы можете быть уверены в продукте и компании, стоящей за продуктом.У нас есть лаборатории, сертифицированные по стандартам ANSI и ISO, чтобы гарантировать, что дизайн и производственные процессы нашей продукции дают надежный продукт Наши процедуры тестирования выходят далеко за рамки требований ANSI и IEC, для которых мы разрабатываем, включая некоторые из наиболее агрессивных внутренних стандартов. В настоящее время мы включили в свой состав опыт работы с радиочастотными (РЧ) средствами мирового класса, чтобы гарантировать, что наши измерительные приборы будут защищены даже в самых жестких радиочастотных средах, не жертвуя качеством или целостностью метрологии или коммуникационных технологий.Точное и надежное Измерение на уровне +/- 0,2%, семейство счетчиков GE KV2 обеспечивает выдающиеся возможности для точности. * В сочетании с низким начальным потреблением энергии, утилита может быть уверена в измеренном значении и измеренном потреблении электроэнергии. Целостность поставок Наличие партнера, который может обеспечить гарантию поставок, имеет решающее значение, когда коммунальное предприятие начинает массовое развертывание счетчиков. Сосредоточенность процесса GE и строгость в отношении совершенства цепочки поставок сводят к минимуму риск для коммунального предприятия, давая им уверенность в управлении монтажными бригадами и обеспечивая точное планирование для клиентов.Широкая поддержка связи Семейство KV2 было разработано, чтобы обеспечить взаимозаменяемость модулей AMR / AMI и охватывать самый широкий спектр возможных технологий связи AMI, включая RF Mesh, Cellular, Power Line и Ethernet. Модули могут быть добавлены на заводе GE, после факта, или заменены другим совместимым модулем, если счетчик будет перераспределен. * 0,5% для биллинга A-Base и интеллектуальных приложений Традиционный биллинг по-прежнему является жизненно важным компонентом современных твердотельных счетчиков, но теперь они также являются важной частью вашей работы с сеткой.Мы использовали силу и знания GE в области автоматизации распределения, управления напряжением, оптимизации спроса и распределенной генерации для разработки линейки измерительных продуктов, предназначенных для интеграции и предоставления критической информации, необходимой для оптимизации всех этих решений по работе с сетью. , Поскольку мы продолжаем использовать решения Smart Grid, вы можете рассчитывать на то, что GE и наши новые измерительные продукты будут включать инновационные и уникальные возможности, которые вы никогда не считали возможным. Центр мониторинга и управления энергопотреблением Реакция по требованию EMS Биллинг напряжения / VAR Ответ по требованию Биллинг подстанции DMS со встроенным контроллером управления напряжением / переменным током (IVVC) Благодаря счетчикам GE ваш бизнес-кейс стал намного лучше В GE мы использовали наш опыт для обеспечить максимальную отдачу от ваших инвестиций в продукты и решения GE.Возможности, имеющиеся в интеллектуальных счетчиках GE, предоставляют данные, которые можно использовать для оптимизации ряда операционных систем коммунального обслуживания, выходящих за рамки традиционного выставления счетов. Эти интегрированные решения включают в себя: события отключения и аварийные сигналы, интегрированные в PowerOn TM, решение для управления отключением электроэнергии GE, данные о напряжении и переменном напряжении, предоставляемые в режиме реального времени, для улучшения решений автоматизации распределения для сохранения напряжения или интеграции интегрированного напряжения / напряжения с интеграцией GE с GridIQ TM Решение для оптимизации спроса для скоординированного управления нагрузкой и реагирования спроса для хирургического внедрения сброса нагрузки и отсрочки нагрузки 2

3 kv2c Решения для самых требовательных приложений Коммерческий и промышленный учет электроэнергии Самый передовой продукт учета электроэнергии GE, kv2c, обеспечивает мировой класс возможность измерения доходов, качества электроэнергии и стоимости услуг.Этот продукт, разработанный на основе собственного чипа сбора данных GE, превосходит рынок по возможностям выборки и анализа данных. Универсальность Семейство счетчиков kv2c — это универсальная измерительная платформа для коммерческого и промышленного применения. Измеритель kv2c предлагает простую и мощную функциональную модернизацию с уникальной комбинацией программных переключателей и опциональных плат для удовлетворения ваших потребностей в быстроменяющемся интеллектуальном измерительном пространстве. Kv2c начинается как двунаправленный, совпадающий измеритель спроса с пятью мерами спроса, ценообразованием в реальном времени и мониторингом данных в реальном времени.Доступны программные переключатели для добавления таких функций, как TOU, компенсация потерь трансформатора и линии, коэффициент мощности, 4 измерения квадранта, коррекция измерительного трансформатора и увеличение каналов записи. Полное описание доступных улучшений прошивки см. В прилагаемой таблице характеристик продукта. Качество электроэнергии Измеритель kv2c предлагает усовершенствованные инструменты качества электроэнергии для измерения соответствия соглашениям о качестве электроэнергии или сбора данных для определения требований к качеству электроэнергии. Эти инструменты включают в себя: Программируемый монитор провисания и выброса, который регистрирует падение напряжения и длительность выброса до одного цикла, минимальное или максимальное напряжение, совпадающий ток, а также дату и время возникновения.Напряжение и ток THD на фазу, TDD (искажение общего спроса), коэффициент мощности искажения, коэффициент мощности смещения, коэффициент искажения ква и коэффициент искажения ква (все записывается). Гармонический анализ (MeterMate 5.00 и выше) показывает нечетные и четные гармонические величины и фазовые углы). Программируемая диагностика дисбаланса напряжения, искажений, дисбаланса тока, обратной полярности, высокого тока нейтрали. Эти события могут быть зарегистрированы, установить предупреждение и инициировать вызов. Управление запасами Источник питания широкого диапазона напряжений kv2c (от 120 В до 480 В) в сочетании с функцией Fitzall TM позволяет значительно сократить запасы расходомеров, охватывая все области применения.Fitzall — это эксклюзивный инструмент GE для сокращения инвентаря коммерческих и промышленных электронных счетчиков, который позволяет использовать две измерительные формы, 9S для трансформатора и 16S для автономного измерения любого типа обслуживания. Проверка установки и обнаружение несанкционированного доступа Монитор Site Genie TM обеспечивает простой автоматический способ обнаружения ошибок, несанкционированного доступа и изменений в проводке до возникновения проблем с выставлением счетов. Site Genie также предоставляет векторную информацию и диагностику, необходимые для устранения обнаруженных проблем. Измерения стоимости обслуживания Знание того, сколько стоит обслуживание сайта, является ключевой частью конкурентной информации как для генерации, так и для распространения.При современных нагрузках измерения энергии и коэффициента мощности недостаточно. Семейство счетчиков kv2c будет одновременно измерять все компоненты стоимости услуг (реальные и реактивные с гармониками и без них, искажения и кажущуюся мощность вектора). Связь Семейство счетчиков kv2c предлагает широкий спектр коммуникационных технологий AMI, включая RF Mesh, Cellular, Power Line Carrier и Ethernet для поддержки ваших приложений Smart Grid. Кроме того, семейство kv2c предоставляет KYZ и другие варианты ввода / вывода для поддержки локальных решений по управлению энергопотреблением, обычно используемых в коммерческих и промышленных объектах.Kv2c имеет стандартный интерфейс AMI, который позволяет передавать все данные измерений, доступные на счетчике, через сеть связи AMI. См. Прилагаемую таблицу для получения полного списка технологий AMI, которые в настоящее время предлагаются как заводское интегрированное решение для семейства счетчиков kv2c. Особенности и преимущества AMR / AMI Plug and Play, предназначенные для: RF, PLC, сотовой связи (GPRS / CDMA), Ethernet (см. Прилагаемую таблицу для предлагаемых в настоящее время заводских интегрированных решений) Полный спектр форм S-base и A-base 4-квадрант меры промышленного уровня или подстанции Мощные функциональные обновления обеспечивают 4-канальную запись 64 КБ, 20-канальную 192 КБ или 20-канальную запись 384 КБ для определения напряжения, тока, энергии, полной мощности, реактивной мощности, мощности искажения, коэффициента мощности, THD, TDD, DPF.Приборы переменного тока для каждой фазы (ампер, вольт и частота) 3 3

4 Коммерческий и промышленный учет электроэнергии kv2c + AMI / AMR Связь для экстремальных условий Kv2c + оснащен более надежным источником питания для удовлетворения дополнительных требований к мощности современных AMI коммуникации. Эта модель также доступна с блоком питания с автоматическим регулированием напряжения V для применений с низким напряжением или с источником питания 600 В для 3-фазных 3-проводных распределительных устройств на 600 Вольт.Надежность Дополнительная плата kv2c + Revenue Guard обеспечивает питание счетчика даже в случае потери напряжения фазы A; будет использоваться любое доступное линейное или линейное напряжение. Программный переключатель «Гвардия плюс» повышает доходность. Он сохраняет целостность выставления счетов при потере фазового напряжения на 4-проводном соединении посредством преобразования 3-элементного счетчика в работу с 2 ½ элементами. Даже в случае пропадания напряжения на фазе выручка Guard Guard Plus обеспечивает точный учет доходов. Особенности и преимущества Kv2c + предлагает следующие функции и преимущества в дополнение к тем, которые предлагаются с kv2c: Усовершенствованный источник питания для поддержки разнообразных источников питания с технологией AMI V с низковольтным питанием. Возможность обслуживания приложений на 600 В. целостность при потере фазового напряжения Доступно в форме распределительного щита (основание Z) MeterMate Полнофункциональное, безопасное программное обеспечение для измерения. Инновационный программный пакет MeterMate от GE позволяет администраторам счетчиков легко конфигурировать и управлять семейством счетчиков GE.Каждый программный компонент в наборе MeterMate оптимизирован с учетом различных аспектов жизненного цикла счетчика. Программное обеспечение для создания программ MeterMate позволяет пользователю легко настраивать базовые и расширенные функциональные возможности счетчика, начиная от создания простой программы по требованию и заканчивая настройкой дисплея счетчика и настройкой входов / выходов и предупреждений счетчика. С программным обеспечением для чтения и программирования MeterMate MM Comm пользователь может считывать, программировать и выполнять контрольно-измерительные приборы и мониторинг качества электроэнергии на счетчике с помощью различных методов связи: локальный OPTOCOM, удаленный телефон, RS-232/485 и IP-коммуникации.В комплект также входят служебные программы MeterMate Batch Control, MeterMate Load Profile (MMLp) и MeterMate XTR. MeterMate Batch Control позволяет пользователю автоматизировать дистанционное считывание показаний счетчика. Профиль нагрузки MeterMate (MMLp) обеспечивает анализ данных профиля нагрузки, а MeterMate XTR поддерживает экспорт данных счетчика в формат HHF MV-90. Особенности и преимущества Один программный пакет для настройки и считывания портфеля счетчиков GE: семейство kv, семейство I-210, семейство SM11x и SM3xx Полностью поддерживает ANSI C12.19 протокол связи Множество способов связи с счетчиками: USB и RS232 OPTOCOM, RS485, модем Рабочий процесс модульной конфигурации, позволяющий повторно использовать часто используемые параметры конфигурации и измерения Различные отчеты для отображения информации для управления счетчиками, аудита, выставления счетов и контроля качества электроэнергии Командная строка интерфейс и пакетное управление, позволяющие автоматизировать и планировать работу счетчиков. Конфигурируемая безопасность контроля доступа на основе ролей. 4

5 Интеграция AMI Интегрированные на заводе опции связи для коммерческого и промышленного учета электроэнергии kv2c / kv2c + Счетчики GE s kv2c и kv2c + интегрированы с широким спектром AMI коммуникационные модули.GE постоянно стремится предоставить разнообразные решения, подходящие для потребностей AMI каждого клиента. В следующей таблице приведены текущие параметры связи, установленные на заводе. AMI Technologies Тип kv2c kv2c VV EPS V 600 В Aclara (UMT-C) ПЛК X GE Аналоговый модем Телефон (стационарный) XXX GE RSX RS232 или RS485 XXX Сетка IQ P2MP RF P2MP X Интрон EVDO Сотовый X Itron (53ESS ERT) RF (AMR) , 900 МГц XXX L + G Gridstream (TS1 / TS2) PLC X L + G Gridstream (командный центр) RF Mesh, 900 МГц X Sensus (FlexNet) RF (на основе башни) XX Silver Spring Networks (NIC) RF Mesh, 900 МГц X Trilliant CDMA (CellReader) Cellular X Trilliant (SecureMesh) RF Mesh, 2.Технические характеристики 4 ГГц X Общие характеристики Многофункциональный измеритель Точность измерения Счетчик доходов Приборы переменного тока Монитор качества электроэнергии Связь ± 0,2% в стандартных контрольных точках для потребления энергии и потребления (обычно) Соответствует ANSI C12.20 Класс 0.2 Напряжение: от 120 до 480 вольт, kv2c + опции: вольт Вольт Ток: класс 20, класс 200, класс 320 Частота: 50 или 60 Гц Рабочий диапазон Напряжение: V (+ 10 / -20%) С усиленным источником питания: V (+ 20 / -20%) Частота: номинальная (5% ) Температура от -40ºC до 85ºC. Механическая конструкция. Доступные формы. S-база. А-база. Z-база. * Основные функции. Нет программных переключателей. Прочный цельный корпус. Крышка LEXAN. Прочный рычаг сброса простого действия. Магнитный переключатель активирует дисплеи Alternate и Site Genie CL20: 3S, 4S, 9S, 36S, 45S, 56S CL200: 1S, 2S, 12S, 16S CL320: 2S, 12S, 16S CL20: 10A, 36A, 45A, 48A CL150: 13A, 16A CL20: 3Z, 9Z, 36Z, 45Z Простой измеритель спроса Экспоненциальный измеритель спроса Совпадающий измеритель спроса Двунаправленный измеритель места и мониторинг несанкционированного вскрытия связи alyzer Kv2c без софтсвитчей является двунаправленным измерителем совпадающих требований Аккумуляторы Измерения требований Совпадение Мониторинг качества электроэнергии Отображение реальной записи данных 75 Элементы Регистрация данных Многофункциональный счетчик RTP С программными переключателями и дополнительными платами 5 для измерений Wh Delivered, Received, Net или Total ( с гармониками или без) и Частота 5 (требование для каждой меры) 2 значения для каждого запроса из списка требований Диагностика и предостережения, кратковременные значения Site Genie, Предостережения (8), Диагностика, Напряжение ошибок, Ток и Частота Сброс # Отключений, # Сбросов спроса, # Запрограммированных, # Сеансов связи. Ценообразование в реальном времени доступно, если имеется плата ввода-вывода или модуль AMI. Kva, kvar Счетчик спроса Счетчик Q-часов в режиме реального времени Счетчик TOU Счетчик прерывистой скорости 20-канальный Рекордер Токовый рекордер Измеритель качества электроэнергии Монитор провисания и зыби 200-событийный журнал качества электроэнергии Многофункциональный прибор в режиме реального времени Измеритель фазора Компенсация потерь и точности 4-канальный рекордер Vol Tage Recorder Суммирующий счетчик Двунаправленный счетчик * Доступно только для kv2c + 5

6 Коммерческий и промышленный учет электроэнергии Технические характеристики (продолжение) Программные переключатели Добавить B Выключатель C Выключатель E Выключатель G Выключатель * H Выключатель I Выключатель K Выключатель L Выключатель M Выключатель N Выключатель Q Переключение по измерениям квадранта Вызов при отключении (модем) 500 Журнал событий Выручка Guard Guard Plus с расширенной флэш-памятью (20 каналов, 384 кбайт) Коррекция трансформатора прибора kva Коэффициент мощности, квар и ква Компенсация потерь трансформатора Расширенные измерения по измерению фазы Измерения спроса Измерения качества электроэнергии R-переключатель, базовая запись (4 канала, 64 КБ), T-переключатель, V-переключатель, время использования, быстрое напряжение Монитор событий и журнал (провисание и разбухание, от 1 до 65 к циклов) W Захват формы сигнала переключения (70 наборов образцов по 6 тактов в установить V & I для каждой фазы) X Switch Z Switch Запись расширенной записи (20 каналов, 192 кб) Суммирование Дополнительная плата не требуется, так как запись является программной функция с поддержкой tch.Тем не менее, батарея требуется для поддержания времени при отключениях электроэнергии. Работа без батареи доступна в качестве опции на счетчиках EPS. Активация записи добавляет отметки времени в журналы счетчика (добавление TOU является альтернативным способом добавления отметки времени). Память записи настраивается; количество каналов и длина каналов программируется. Добавление записи также добавляет 12 самостоятельных чтений. Программный переключатель без профиля нагрузки (R или X) требуется для самостоятельного чтения. Типы записи данных профиля нагрузки: максимальное значение в интервале Минимальное значение в интервале Значение конца интервала H Переключатель (дополнительная запись, 384 Кбайт) Расширенная запись — 20 каналов дней данных записи по интервалам и каналам (20 каналов) Дополнительные платы SIO Simple I / O MIO — Многофункциональная плата ввода / вывода Телефонный модем T1 Плата последовательной связи RSX Плата защиты доходов * 1Ch 5 Ch 10 Ch 20 Ch 1 Min Min Min Min Min Мин. Форма C Выходы Вход RTP 1 Форма A Выход 2 Форма C Выходы, программируемые как: Сигналы управления нагрузкой импульсных данных Диагностические и предупреждающие сигналы EOI 4 Входы формы A или C для записи и суммирования 6 Выходы формы A Вход RTP Вход во время простоя с программным переключателем C и батареей до 2400B Подходит для наружной установки. Широкий диапазон температур от 20 до + 75C Совместное использование линии, до 5 модемов T1 на телефонной линии, совместимые с MV90. 3 телефонных номера. Поддержка чтения данных в режиме онлайн с окнами входа и выхода MeterMate. R Связь S-232 с внешними модемами 9600B или беспроводными модемами Привод Simple Serial / RS-232 для устройств в пределах 50 футов Привод Simple Serial / RS-485 для устройств в пределах 3500 футов Сохраняет целостность выставления счетов при потере напряжения фазы A * R Switch (Basic Запись, 64 кб) Базовая запись — 4 канала данных Дни записи по интервалам и каналам (4 канала) 1 канал 2 канала 3 канала 4 канала 1 Мин Мин Мин Мин Мин Мин X Переключатель (дополнительная запись, 192 кб) Расширенная запись — 20 Каналы данных Дни записи по интервалам и каналам (20 каналов) 1Ch 5 Ch 10 Ch 20 Ch 1 Min Min Min Min Min Min Журнал безопасности Общее количество отключений Суммарная продолжительность отключений питания Дата и время последнего отключения (только TOU) Общее количество Сброс требований Дата и время последнего сброса требований (только TOU) Общее количество запрограммированных дней Дата и время последнего RTP Общее количество активаций RTP Дата и время последнего запрограммированного идентификатора последнего программиста Дата и время последнего калиброванного идентификатора последнего калибратора Общее количество OPTOCOM связь Дата и время последнего Связь OPTOCOM Количество операций чтения и записи в ЭСППЗУ * Доступно только для kv2c + 6

7 Коммерческий и промышленный учет электроэнергии Технические характеристики (продолжение) Дисплей Буквенно-цифровой дисплей Программируемые метки (3) Мигающий аналоговый диск диска Стрелки показывают направление потока энергии и отставание или опережение Разделение Индикатор для каждого фазного напряжения Индикатор скорости активного TOU Показывает от трех до шести цифр для потребности и энергии с нуля до четырех цифр после десятичного числа 70 отображаемых элементов из списка из более чем 910 возможных элементов, включая текущий расчетный период, данные за предыдущий период и предыдущий сезон, предыдущий Self Читает Программируемое время отображения Программируемые 3-значные идентификаторы дисплея Программируемый порядок отображения Дисковые аналоговые прокрутки представляют 60%, 70%, 80%, 90% позиций. При 100% все поля выключены. Режим отображения Режим тестирования Site Genie Предупреждения и диагностика: Полярность, кросс фаза, обратный поток Предупреждение о напряжении фазы Неактивная фаза аренда Предупреждение об угле фазы Предупреждение об искажении (Всего, A, B, C) Высокий ток нейтрали Высокий спрос и пониженное напряжение Нормальное испытание Предупреждения и ошибки Информация о фазоре: VRMS на фазу IRMS на фазу Углы фазы напряжения Угол фазы тока Число операций чтения и записи в ЭСППЗУ Определение сервиса Программируемый тайм-аут Переключатель тестирования под крышкой. Специальный режим тестирования отображает накопление ватт-часов. Требование предшествующего подинтервала Макс. Требование с момента ввода теста. Время, оставшееся в подинтервале. Вверх (после любого сбоя) и через 10 минут после включения.Он также может быть запрограммирован для проверки обслуживания: Ежедневная (программируемая) ошибка службы отображается при неправильном подключении После сброса по требованию (программируется) Дополнительное определение службы при сбросе по требованию kv2c можно запрограммировать на фиксированную службу с помощью предупреждений и счетчиков качества электроэнергии Fitzall Мгновенные измерения Совокупные измерения Предварительное искажение качества электроэнергии — инструменты измерения в реальном времени и кумулятивных измерений Измерения в реальном времени Монитор событий быстрого напряжения (переключатель V) Захват сигнала напряжения Захват формы сигнала (переключатель W) Сигнал искажения или постоянного тока со счетчиком Предупреждение о высоком нейтральном токе со счетчиком Предупреждение о высоком напряжении Предупреждение о перенапряжении с счетчик Счетчик отключений Дата и время последнего отключения (TOU или запись) Предупреждение о коэффициенте мощности Предупреждение о пониженном напряжении со счетчиком На фазу Напряжение V и I Фазовые углы Реактивная мощность Коэффициент мощности искажения (D / U) На фазный ток Активная мощность Коэффициент мощности Искажение kvah (с Q Переключатель) Суммарная длительность перебоя в питании Напряжение, ток, частота, THD, TDD, DPF Записывается как Min, M ось, среднее (V2h или I2h) или конец интервала (4 или 20 каналов) Коэффициент искажения ква и квах Коэффициент мощности искажения (DPF) = Мощность искажения / Кажущаяся мощность на фазу и общее искажение общего спроса (TDD) = Общий гармонический ток / Номинальный максимальный ток на фазу Общее гармоническое искажение (THD) — Ток и напряжение на фазу Частота Среднеквадратичное напряжение (LN) или (LL) первичное или вторичное Основное напряжение на фазу, ток и углы фазы Программный переключатель включен Два типа событий, которые контролируются независимо друг от друга Напряжение Sags на напряжении фазы разбухает на фазу программируемых величин и длительности пороговых значений от 0 до 100% с шагом 1% (отдельные потеки и зыбью пороги) от 1 до 65 к циклов заканчиваются событие, когда все фазы в пределах порогового Опорного напряжения автоматически определяются или запрограммированным отдельный провес и Свелла события счетчики Дата и время Среднеквадратичное среднеквадратичное значение совпадающего тока Макс. (кратковременное) или Мин. (запаздывающее) Среднеквадратичное напряжение цикла для каждой фазы. Длительность в циклах. 200 событий в журнале. Для обеспечения полного цикла, даже если линия падает до 45 Гц. Каждый набор выборок включает в себя 3 выборки напряжения и 3 выборки тока (фазы A, B и C). Данные формы волны, используемые для гармонического анализа с помощью MeterMate. Сбор данных, инициированный локальным или дистанционным считыванием *. Доступно только для kv2c + 7

8 Технические характеристики (продолжение) Диагностика и предостережения Диагностика 1 — Диагностика полярности, перекрестной фазы, обратного потока энергии 2 — Диагностика дисбаланса напряжения 3 — Диагностика неактивного фазового тока 4 — Диагностика сигнала фазового угла 5 — Высокое искажение, Диагностика постоянного тока Диагностика 6 — Пониженное напряжение, фаза A Диагностика 7 — Повышенное напряжение, фаза A Диагностика 8 — Высокий нейтральный ток Предостережение при пониженном напряжении Предупреждение о перегрузке по требованию Ведущая кварч Программируемая длительность до активации от 5 секунд до 14 минут Диаграмма фазоинструмента для переменного тока Диаграмма состояний цепи тока (фазовые углы амплитуды тока и напряжения и чередование фаз) 3 фазы LL и LN RMS Voltag e с и без гармоник Среднеквадратичное значение на фазу и условный ток нейтрали с и без гармоник Коэффициент мощности частоты с и без гармоник Ток и напряжение THD на фазу TDD (гармонический ток / макс.текущая) на фазу активную, реактивную, векторную, искаженную, арифметическую кажущуюся и векторную кажущуюся мощность с гармониками и без них (также по квадранту и фазе, т.е. доставлено, получено, отстает и опережает; фаза A, B, C). Однонаправленное (доставлено плюс получено или отстает плюс опережающее) и задержанное измерение (доставлено минус получено или отставание минус опережает) Автоматическое обнаружение обслуживания, проверка установки, контроль цепи и обнаружение несанкционированного доступа Диагностика цепи и предупреждения Идентификатор последнего программиста Дата и время последнего калиброванного идентификатора последнего калибратор Общее количество сообщений OPTOCOM Дата и время последней связи OPTOCOM Количество операций чтения и записи в ЭСППЗУ Варианты измерений Измерение только фундаментальных или фундаментальных плюс гармоник Измерения спроса kwh kvar IEEE Q-час Нечеткие переменные Расчеты спроса Максимальный, совокупный или непрерывно кумулятивный блочной подвижной экспоненциальный показатель (тепловая эмуляция) Интервалы: Активные, Реактивные, Фазорные, Мнимые («Нечеткие»), Арифметические и Векторные Кажущаяся мощность с гармониками и без них (также по квадранту и фазе i.т.е. доставлено, получено, отстает и опережает) Эмуляция теплового спроса Q-часовой спрос (примечание: не реагирует) Совпадения требований (до 10) Средний коэффициент мощности (искажения и коэффициенты активной мощности) Мгновенный, Блокирующий, Скользящий (Скользящее окно ), Кумулятивный и непрерывный кумулятивный спрос по периоду TOU, сезону, настоящему времени и прошедшему периоду выставления счетов. Интервалы спроса от 1 до 60 минут. Можно записать до 20 значений с помощью до 4 суммированных каналов, включая 4 внешних входных канала для записи значений из внешние устройства (мин., макс., выборка и запись с интервалом). Выходные импульсы предупреждения о высокой нагрузке и интервала окончания запроса. Применимые стандарты ANSI C12.1 Учет электроэнергии ANSI C12.10 Ваттметры ANSI C12.16 Твердотельные счетчики ANSI C12.18 Спецификация протокола для оптических портов ANSI типа II ANSI C12.19 Таблицы данных конечных устройств коммунальной промышленности ANSI C12.20 для точности 0,2 и 0,5 Измерители класса FCC Класс B излучения (класс A для 600 В) ANSI C12.21 для модемной связи GE Digital Energy 2018 Powers Ferry Road Атланта, штат Джорджия (бесплатный номер в Северной Америке) (прямой номер) g воображение в работе OPTOCOM является торговой маркой Optocom Корпорация. Aclara является зарегистрированной торговой маркой ESCO Technologies, Inc.ERT является зарегистрированным товарным знаком Itron, Inc. GridStream является зарегистрированным товарным знаком Landis + Gyr. FlexNet является зарегистрированным товарным знаком Sensus. Silver Spring Networks является зарегистрированной торговой маркой Silver Spring Networks. CellReader и SecureMesh являются товарными знаками Trilliant Holdings, Inc. ANSI является зарегистрированным товарным знаком Американского национального института стандартов. GE, монограмма GE, PowerOn, Grid IQ, Fitzall, MeterMate и Site Genie являются товарными знаками компании General Electric. GE оставляет за собой право вносить изменения в спецификации продуктов, описанных в любое время без предварительного уведомления и без обязательства уведомлять любое лицо о таких изменениях.Copyright 2014, Дженерал Электрик. Все права защищены. GEA-12673B (E) английский

.