Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО "ТГК-6"
| Номер в ГРСИ РФ: | 52637-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Экситон", г.Нижний Новгород |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 52637-13 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО "ТГК-6" |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 59 п. 39 от 01.02.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "Экситон", г.Нижний Новгород
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | АУВБ.411711.М06.МП |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 52637-13: Описание типа СИ | Скачать | 284.6 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО «ТГК-6» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, выработанной и переданной в транспортные сети на Саранской ТЭЦ-2 Мордовского филиала ОАО «ТГК-6», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК) состоит из установленных на объектах контроля трансформаторов тока (далее - ТТ), трансформаторов напряжения (далее - ТН), счетчиков активной и реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей, технических средств каналов передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее-ИВКЭ), в который входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327, обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК, технические средства приема-передачи данных (каналообразующей аппаратуры).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (далее - ПО), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
АИИС КУЭ обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
1) активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;
2) средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
3) календарного времени и интервалов времени.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ измерения и передача данных на верхний уровень происходят следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код.
Счетчики типа ЕвроАЛЬФА и СЭТ-4ТМ.03М производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) и полную мощность (S=U4). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация передается в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД и уровнем доступа АРМа к базе данных. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ к другому, используются проводные линии связи.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения точного времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, сервера и имеет нормированную точность. Коррекция часов производится не реже одного раза в сутки, по сигналам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного к УСПД (RTU-327).
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ соответствуют критериям качества АИИС КУЭ, определенным согласно техническим требованиям НП «Совет рынка» и ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращения активной электрической энергии, 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 УСПД соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ.
В системе обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 года. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Лист № 3 всего листов 15 Программное обеспечение
ПО «АльфаЦЕНТР» 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.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»_________________________
|
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «Аль-фаЦЕНТР» AC_RTU |
Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) Amrserver.exe |
3.32.0.0 |
94b754e7dd0a5765 5c4f6b8252afd7a6 |
MD5 |
|
Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Атгс.ехе |
3.32.0.0 |
8278b954b23e7364 6072317ffd09baab | ||
|
Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe |
3.32.0.0 |
b7dc2f29537555357 8237ffc2676b153 | ||
|
Драйвер работы с БД Cdbora2.dll |
3.31.0.0 |
5e9a48ed75a27d10c 135a87e77051806 | ||
|
Библиотека шифрования пароля счетчиков encryptdll.dll |
2.0.0.0 |
0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c | ||
|
Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll |
b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики
|
параметр |
значение |
|
Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии. |
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 для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С |
от +10 до +35 от -40 до +70 |
|
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 |
|
Первичное номинальное напряжение, кВ |
110; 35; 10; 6 |
|
Первичный номинальный ток, кА |
8; 4; 2; 1,5; 1; 0,75; 0,6; |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
5 |
|
Количество точек измерения, шт. |
49 |
|
Интервал задания границ тарифных зон, мин |
30 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, с |
±5 |
|
Средний срок службы системы, лет |
15 |
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электроэнергии, не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,5S) и измерительных трансформаторов тока и напряжения (кл. точности 0,2, 0,2S; 0,5; 0,5S).
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, %.
|
№ ИК |
cos ф |
±§Wp1(2) %, [ %] I1(2) % ^ Ih"ai—I5 % |
±§Wp5 %, [ %] I5 % <Ih"ai—I20 % |
±3 Wp20 %, [ %] I20 % <Ih"ai— I100 % |
±3Wp100 %, [ %] I100 % <!и".м— I120 % |
|
2, 4, 6, 9, 11, 12, 14, 16 |
1 |
- |
± 2,2 |
± 1,6 |
± 1,5 |
|
0,8 |
- |
± 3,3 |
± 2,1 |
± 1,8 | |
|
0,5 |
- |
± 5,6 |
± 3,1 |
± 2,4 | |
|
1, 3, 5, 7, 8, 10, 13, 15, 17 - 35, 37 - 43, 45 - 48 |
1 |
- |
± 2,2 |
± 1,7 |
± 1,6 |
|
0,8 |
- |
± 3,3 |
± 2,2 |
± 2,0 | |
|
0,5 |
- |
± 5,7 |
± 3,3 |
± 2,7 | |
|
36, 44 |
1 |
± 2,4 |
± 1,7 |
± 1,6 |
± 1,6 |
|
0,8 |
± 3,3 |
± 2,4 |
± 2,0 |
± 2,0 | |
|
0,5 |
± 5,7 |
± 3,4 |
± 2,7 |
± 2,7 | |
|
49 |
1 |
± 1,9 |
± 1,5 |
± 1,5 |
± 1,5 |
|
0,8 |
± 2,2 |
± 2,0 |
± 1,8 |
± 1,8 | |
|
0,5 |
± 2,9 |
± 2,4 |
± 2,1 |
± 2,1 |
Лист № 5
всего листов 15
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, %___________________________
|
№ ИК |
sin ф |
±Swq2 %, [ %] I2 % < 1изм<Ь % |
±3wq5 %, [ %] I5 % < 1изм<120 % |
±3wq20 %, [ %] I20 % < 1и"Л1— I100 % |
±3wq100 %, [ %] I100 % < !и".м— I120 % |
|
2, 4, 6, 9, 11, 12, 14, 16 |
0,6 |
- |
± 5,1 |
± 2,9 |
± 2,3 |
|
0,87 |
- |
± 3,5 |
± 2,2 |
± 2,0 | |
|
1, 3, 5, 7, 8, 10, 13, 15, 17 - 35,37 -43, 45 - 48 |
0,6 |
- |
± 5,2 |
± 3,0 |
± 2,5 |
|
0,87 |
- |
± 3,5 |
± 2,3 |
± 2,1 | |
|
36, 44 |
0,6 |
± 6,6 |
± 3,8 |
± 2,6 |
± 2,5 |
|
0,87 |
± 4,6 |
± 2,9 |
± 2,1 |
± 2,1 | |
|
49 |
0,6 |
- |
± 3,8 |
± 3,5 |
± 3,5 |
|
0,87 |
- |
± 3,3 |
± 3,3 |
± 3,3 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (5 р), рассчитываются по сле-
дующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):
2
5p(q) = ±А 5 2w +
KKe-100%
, где
1000PT у ср J
5P ( q ) - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получа
совой мощности и энергии, %;
5W -пределы допускаемой относительной погрешности ИК из табл. 3 при измере
нии электроэнергии, %;
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;
Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для рабочих условий эксплуатации системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
5 = = —--100%, где
р.корр. 3600Т
ср
At - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО «ТГК-6» типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблицах 5 и 6.
Таблица 5 - Комплект поставки АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО «ТГК-6»
|
№ ИК |
Наименование объекта учета (по документации энергообъекта) |
Средство измерений | |||
|
Наименование средств измерений Обозначение, тип, метрологические характеристики, заводской №, № Госреестра | |||||
|
ТТ |
ТН |
счетчик |
УСПД | ||
|
1 |
ОРУ-110 кВ яч. 2 МВ «Юго-Западная-1» |
ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2160135 В № 2160152 С № 2160125 № ГР 3190-72 |
НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080743 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515 |
|
2 |
ОРУ-110 кВ яч. 4 МВ «Юго-Западная-2» |
ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2189150 В № 2189160 С № 2189180 № ГР 3190-72 |
НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080745 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
3 |
ОРУ-110кВ яч. 6 МВ «Светотехника-1» |
ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2001140 В № 2001120 С № 2001150 № ГР 3190-72 |
НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080740 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
4 |
ОРУ-110 кВ яч. 8 МВ «Светотехника-2» |
ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 1895150 В № 1895160 С № 1895170 № ГР 3190-72 |
НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080746 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
5 |
ОРУ-110 кВ яч. 10 МВ «Центролит-1» |
ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 1999120 В № 1999180 С № 1999160 № ГР 3190-72 |
НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080733 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515 |
|
6 |
ОРУ-110 кВ яч. 11 МВ «Центролит-2» |
ТВ-110/50 I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 1694180 В № 1694181 С № 1694182 № ГР 3190-72 |
НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080739 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
7 |
ОРУ-110 кВ яч. 7 МВ ОСШ ОМВ |
ТВ-110/50 I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 2516120 В № 2516180 С № 2516140 № ГР 3190-72 |
НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94 НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080736 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
8 |
ОРУ-110 кВ яч. 17 МВ Восточная I цепь (ВЛ 110 кВ Восточная 1) |
ТВ-110/50 I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 1906125 В № 1906160 С № 1906145 № ГР 3190-72 |
НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080732 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
9 |
ОРУ-110 кВ яч. 16 МВ Восточная II (ВЛ 110 кВ Восточная 2) |
ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2052130 В № 2052160 С № 2052140 № ГР 3190-72 |
НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080742 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
|
10 |
ОРУ-110 кВ яч. 13 МВ Восточная с отпайкой на ПС Ре-зинотехника (ВЛ 110 кВ Ре-зинотехника 1) |
ТВ-110/50 I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 1697180 В № 1697183 С № 1697160 № ГР 3190-72 |
НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080748 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515 |
|
11 |
ОРУ-110 кВ яч. 14 МВ Восточная с отпайками (ВЛ 110 кВ Резинотех-ника 2) |
ТВ-110/50 I1/I2 = 1000/5 кл. т. 0,5 А № 1695155 В № 1695152 С № 1695130 № ГР 3190-72 |
НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080747 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
12 |
ОРУ-110 кВ яч. 15 ШСМВ |
ТВ-110/50 I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 2000150 В № 2000160 С № 2000180 № ГР 3190-72 |
НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080738 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
13 |
ОРУ-110 кВ яч. 1 МВ Трансформатор 1Т |
ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2188152 В № 2188132 С № 2188155 № ГР 3190-72 |
НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080750 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
14 |
ОРУ-110 кВ яч. 3 МВ Трансформатор 2Т |
ТВ-110/50 I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 2187145 В № 2187147 С № 2187150 № ГР 3190-72 |
НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080737 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
15 |
ОРУ-110 кВ яч. 9 МВ Трансформатор 3Т |
ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 1843150 В № 1843140 С № 1843130 № ГР 3190-72 |
НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:^3/100:^3Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94 |
EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080749 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
|
16 |
ОРУ-110 кВ яч. 12 МВ Трансформатор 4Т |
ТВ-110/50 I1/I2 = 1000/5 кл. т. 0,5 А № 2161160 В № 2161150 С № 2161170 № ГР 3190-72 |
НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080713 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515 |
|
17 |
ОРУ-110 кВ яч. 18 МВ Трансформатор 5Т |
ТВ-110/50 I1/I2 = 1000/5 кл. т. 0,5 А № 3088130 В № 3088142 С № 3088125 № ГР 3190-72 |
НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080707 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
18 |
ОРУ-35 кВ яч. 1 Центральная котельная |
ТФНД-35М I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2555 С № 2530 № ГР 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 U1/U2 = 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 1274569 В № 1145273 С № 1146110 № ГР 912-70 |
EA05RАL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080754 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
19 |
ОРУ-35 кВ яч. 3 «Лямбирь» |
ТФНД-35М I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2286 С № 2278 № ГР 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 U1/U2 = 35000:^3/100:^3Кл. т. 0,5 А № 1274569 В № 1145273 С № 1146110 № ГР 912-70 |
EA05RАL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080753 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
20 |
ОРУ-35 кВ яч. 7 «Атемар» |
ТФНД-35М I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2574 С № 2524 № ГР 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 U1/U2 = 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 1232488 В № 1232556 С № 1232536 № ГР 912-70 |
EA05RАL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01127819 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
21 |
ОРУ-35 кВ яч. 5 «Ромодано-во» |
ТФНД-35М I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2508 С № 2530 № ГР 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 U1/U2 = 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 1232488 В № 1232556 С № 1232536 № ГР 912-70 |
EA05RАL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080755 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
|
22 |
ОРУ-35 кВ яч. 2 Трансформатор 1Т |
ТФНД-35М I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2536 В № 2406 С № 2530 № ГР 3689-73 |
ЗНОМ-35-65 U1/U2 = 35000:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 1274569 В № 1145273 С № 1146110 № ГР 912-70 |
EA05RAL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01127878 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515 |
|
23 |
Турбогенератор ТГ-2 |
ТШВ-15Б I1/I2 = 8000/5 кл. т. 0,5 А № 9 В № 14 С № 2 № ГР 5719-76 |
ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 6300:^3/100^3 Кл. т. 0,5 А № 459 В № 12 С № 9016 № ГР 1593-70 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080709 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
24 |
Реактивированная отпайка РО-2 ТГ-2 |
ТЛШ I1/I2 = 4000/5 кл. т. 0,5 А № 391 В № 1458 С № 1461 № ГР 11077-89 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70 |
EA05RAL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080734 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
25 |
Турбогенератор ТГ-3 |
ТШВ-15Б I1/I2 = 8000/5 кл. т. 0,5 А № 2059 С № 2040 № ГР 5719-76 |
ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 6300:^3/100^3 Кл. т. 0,5 А № 13995 В № 13980 С № 14011 № ГР 1593-70 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080708 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
26 |
3ШР |
ТПОЛ-10 I1/I2 = 1500/5 кл. т. 0,5 А № 4285 С № 5212 № ГР 1261-02 |
ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 6300:^3/100^3 Кл. т. 0,5 А № 13995 В № 13980 С № 14011 № ГР 1593-70 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080714 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
27 |
Турбогенератор ТГ-4 |
ТШВ-15Б I1/I2 = 8000/5 кл. т. 0,5 А № 311 С № 300 № ГР 5719-76 |
ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 10500:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 39388 В № 39379 С № 39371 № ГР 1593-70 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080711 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
|
28 |
4ШР |
ТВ I1/I2 = 2000/5 кл. т. 0,5 А № 07442 В № 07443 С № 07544 № ГР 19720-00 |
ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 10500:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 39388 В № 39379 С № 39371 № ГР 1593-70 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080706 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
29 |
Турбогенератор ТГ-5 |
ТШВ-15Б I1/I2 = 8000/5 кл. т. 0,5 А № 336 В № 328 С № 380 № ГР 5719-76 |
ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 10500:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 30 В № 35 С № 28 № ГР 1593-70 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080710 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515 |
|
30 |
5ШР |
ТВ I1/I2 = 2000/5 кл. т. 0,5 А № 07445 В № 07447 С № 07549 № ГР 19720-00 |
ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 10500:^3/100:^3 Кл. т. 0,5 А № 30 В № 35 С № 28 № ГР 1593-70 |
EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080712 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
31 |
ГРУ-6 кВ яч. 1 «МПК» |
ТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 124162 С № 124312 № ГР 518-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080722 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
32 |
ГРУ-6 кВ яч. 2 ЗАО ТФ «ВАТТ» |
ТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 11927 С № 11930 № ГР 518-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080718 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
33 |
ГРУ-6 кВ яч. 4 «Ремстрой-маш» |
ТПОФ I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 117519 С № 125345 № ГР 518-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080723 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
34 |
ГРУ-6 кВ яч. 6 РП-19 ЗАО ТФ «ВАТТ» |
ТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 124169 С № 124173 № ГР 518-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080728 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
|
35 |
ГРУ-6 кВ яч. 8 «КТИ, ООО КПП Мордовжелезо-бетон» |
ТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 124166 С № 125693 № ГР 518-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080730 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
36 |
ГРУ-6 кВ яч. 5 «Консервный завод» |
ТПОЛ-10 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5S А № 6147 С № 6150 № ГР 1261-02 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080719 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
37 |
ГРУ-6 кВ яч. 7 1ШР |
ТПОФ I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 117533 С № 117528 № ГР 518-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080716 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
RTU-327-E1-B08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515 |
|
38 |
ГРУ-6 кВ яч. 23 2ШР |
ТПОФ I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 149480 С № 149564 № ГР 518-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080727 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
39 |
ГРУ-6 кВ яч.12 10ШР |
ТПОФ I1/I2 = 1000/5 кл. т. 0,5 А № 21906 С № 23392 № ГР 518-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080725 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
40 |
ГРУ-6 кВ яч. 29 20ШР |
ТПШФА I1/I2 = 2000/5 кл. т. 0,5 А № 156439 С № 156449 № ГР 519-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080731 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
41 |
ГРУ-6 кВ яч. 13 30ШР |
ТПШЛ-10 I1/I2 = 2000/5 кл. т. 0,5 А № 2179 С № 2178 № ГР 1423-60 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080724 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
42 |
ГРУ-6 кВ яч. 22 ОАО «Железобетон» |
ТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 147805 С № 150186 № ГР 518-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080721 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
|
43 |
ГРУ-6 кВ яч. 24 СВРЗ |
ТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 124171 С № 124167 № ГР 518-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080729 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
44 |
ГРУ-6 кВ яч. 27 "Саранский элеватор" |
ТПОЛ-10 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5S А № 6204 С № 6203 № ГР 1261-02 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080715 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
45 |
ГРУ-6 кВ яч. 28 РП-19 ЗАО ТФ «ВАТТ» |
ТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 147793 С № 150180 № ГР 518-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080720 1ном= 5 А № ГР 16666-97 |
RTU-327-E1-B08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515 |
|
46 |
ГРУ-6 кВ яч. 20 "Саранский элеватор" |
ТПОЛ-10 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 6237 С № 6238 № ГР 1261-02 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70 |
EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080717 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
47 |
ГРУ-6кВ яч. 14 Трансформатор 1Т |
ТПШФА I1/I2 = 4000/5 кл. т. 0,5 А № 1797 С № 1898 № ГР 519-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70 |
EA05RAL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080741 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
48 |
ГРУ-6кВ яч. 15 СМВ |
ТПШФА I1/I2 = 4000/5 кл. т. 0,5 А № 151180 С № 149514 № ГР 519-50 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70 |
EA05RAL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080752 1ном= 5 А № ГР 16666-97 | |
|
49 |
ГРУ-6кВ яч. 16 ОАО «ИНПРОМ ЭСТЕЙТ» |
ТПК-10-(1)У3 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,2S А № 0882120000001 B № 0882120000002 С № 0882120000003 № ГР 22944-07 |
НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 0812114484 1ном= 5 А № ГР 36697-08 |
Таблица 6 - Вспомогательное оборудование, документация
|
Наименование |
Количество |
|
GPS-приемник |
1 шт. |
|
Программное обеспечение электросчетчиков |
Состав программных модулей определяется заказом потребителя |
|
Сервер сбора и передачи данных |
1 шт. |
|
ПО «АльфаЦЕНТР» |
1 шт. |
|
Методика поверки АУВБ.411711.МО6.МП |
1 шт. |
|
Формуляр АУВБ.411711.МО6.ФО |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО «ТГК-6». Методика поверки» АУВБ.411711.М06.МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИ-ИМС» в декабре 2012г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,
МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ЕвроАльфа - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «РОСТЕСТ-МОСКВА» в сентябре 2007 г.;
- средства поверки устройств сбора и передачи данных «RTU-327» в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327.Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО «ТГК-6» АУВБ.411711.М06.МИ.
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
Лист № 15
всего листов 15
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
