Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Генерирующая компания" Нижнекамская ГЭС

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 55364-13
Производитель / заявитель: ООО "ТатАИСЭнерго", г.Казань
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Генерирующая компания" Нижнекамская ГЭС поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Скачать

55364-13: Описание типа СИ Скачать 127.8 КБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 55364-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Генерирующая компания" Нижнекамская ГЭС
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Методика поверки / информация о поверке АИИСГК13.02.06 МП
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 1223 п. 73 от 28.10.2013
Производитель / Заявитель

ООО "ТатАИСЭнерго", г.Казань

 Россия 

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Нижнекамская ГЭС (в дальнейшем - АИИС КУЭ ОАО «Г енерирующая компания» Нижнекамская ГЭС) предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.

Описание

АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Нижнекамская ГЭС представляет собой информационно-измерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней.

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ), соответствующие ГОСТ 7746-2001 и трансформаторы напряжения (ТН), соответствующие ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии, изготовленные по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии).

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВ-КЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) или промконтроллер, обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении, далее - сервер); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.

АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Нижнекамская ГЭС обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:

-    активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;

-    средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;

-    календарного времени и интервалов времени.

Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируется в базе данных УСПД и ИВК.

Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и сервере сбора данных 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 ОАО «Генерирующая компания» Нижнекамская ГЭС измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P=UTcos9) и полную мощность (S=UI). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется 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 ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются проводные линии связи, каналы сотовой связи, телефонные линии связи.

АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Нижнекамская ГЭС имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция часов производится не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени (УСВ-2), подключенного к ИВК.

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 ОАО «Генерирующая компания» Нижнекамская ГЭС соответствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Нижнекамская ГЭС трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на АРМ.

В АИИС КУЭ ОАО «Г енерирующая компания» Нижнекамская ГЭС 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.

Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Нижнекамская ГЭС, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.

Программное обеспечение

ПО «Пирамида 2000. Сервер» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000» и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,5; 0,5S; 1,0).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «Пирамида 2000. Сервер», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Нижнекамская ГЭС, приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «

Пирамида 2000. Сервер»

Наименование программного обеспечения

Наименование

программного

модуля (иден-

тиф икационное

наименование

программного

обеспечения)

Наименование

файла

Номер

версии

про

грамм-

ного

обеспе

чения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «Пирамида 2000. Сервер»

модуль, объединяющий драйвера счетчиков

BLD.dll

Версия

10

6121EDE76B7EA59C7F21

3F648FF851BA

MD5

драйвер работы с

БД

dbd.dll

CEBADB743811C0135375

22AE72C1C5A0

CfgDlgs.dll

8F5303419E79B439B2F01

CA5259C5279

драйвер работы с макетами форматов 800х0

DD800x0.dll

C7FA73DBD6B96E58AC

D18E6E5011C3D4

драйвер работы с макетами формата Пирамида

imppirdata.dll

36E08D52B4E8DE398A08

B734AA84C6A6

драйвер работы с СОЕВ

ITV.dll

A6949E58DCA1CF94D721 FAD8ED33D81C

драйвера кэширования и опроса данных контроллеров и счетчиков СЭТ-4ТМ

cacheS1.dll

E21C5B5A0B4FF0DB33E

1EA7D367E858E

cacheS10.dll

230E3874561D91414770E

4B641F17DCA

sicon1.dll

14BF4DABF87B904D9FA

F44942B14B4F9

sicons10.dll

B22DB830E55EA162BE78

7D605E97CEEE

sicons102.dll

E7D4E80AC17999FD654E

7005D470528C

sicons50.dll

CF876CEBB634D8A104A

ACDC998AAF90A

SET4TM02.dll

7E09BD108C9D99A38C15

AAD6BC38D669

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С».

Параметр

значение

Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения 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 +15 до +35 от -40 до +50

Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл

0,5

Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения

25-100

Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %

0,25

Первичные номинальные напряжения, кВ

500; 220; 110; 13,8;10; 6

Первичные номинальные токи, кА

10; 2; 0,6; 0,3; 0,1; 0,05; 0,02

Номинальное вторичное напряжение, В

100

Номинальный вторичный ток, А

5; 1

Количество точек учета, шт.

25

Интервал задания границ тарифных зон, минут

30

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, не более, секунд в сутки

±5

Средний срок службы системы, лет

15

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, 5э, %.

№ ИК

Состав ИИК

cos ф (sin ф)

5 1(2)%I Ii(2) %<М5 %

5 5%I I5 %—I<I20 %

5 20%I I20 %—I<I100 %

5 100%i

I100 %—1—1120 %

1

2

3

4

5

6

7

Нижнекамская ГЭС

1-16

ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S

(активная энергия) Счетчик класс точности 0,5

(реактивная энергия) At=12 °C

1

-

±1,9

±1,2

±1,0

0,8

(инд.)

-

±3,0

±1,8

±1,5

0,5

(инд.)

-

±5,4

±2,9

±2,2

0,8

(0,60)

-

±5,1

±3,5

±3,1

0,5

(0,87)

-

±3,2

±2,3

±2,2

17,22

ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2S

(активная энергия) Счетчик класс точности 0,5

(реактивная энергия) At=12 °C

1

±1,2

±0,9

±0,9

±0,9

0,8

(инд.)

±1,7

±1,4

±1,3

±1,3

0,5

(инд.)

±2,3

±1,7

±1,5

±1,5

0,8

(0,60)

±3,3

±3,0

±2,8

±2,8

0,5

(0,87)

±2,4

±2,2

±2,0

±2,0

19,21

ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,2

(активная энергия) Счетчик класс точности 0,5

(реактивная энергия) At=12 °C

1

-

±1,9

±1,2

±1,0

0,8

(инд.)

-

±3,0

±1,8

±1,5

0,5

(инд.)

-

±5,4

±2,9

±2,2

0,8

(0,60)

-

±5,1

±3,5

±3,1

0,5

(0,87)

-

±3,2

±2,3

±2,2

18,20,

23

ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5

(активная энергия) Счетчик класс точности 1,0

(реактивная энергия) At=12 °C

1

-

±2,6

±2,2

±2,1

0,8

(инд.)

-

±4,0

±3,2

±3,0

0,5

(инд.)

-

±6,1

±4,0

±3,5

0,8

(0,60)

-

±5,3

±3,2

±2,8

0,5

(0,87)

-

±3,2

±2,4

±2,1

24,25

ТТ класс точности 0,5 ТН отсутствует Счетчик класс точности 0,5

(активная энергия) Счетчик класс точности 1,0

(реактивная энергия) At=12 °C

1

-

±2,2

±2,1

±1,8

0,8

(инд.)

-

±3,7

±3,0

±2,8

0,5

(инд.)

-

±5,7

±3,8

±3,2

0,8

(0,60)

-

±4,8

±3,1

±2,6

0,5

(0,87)

-

±3,1

±2,2

±1,8

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (d р ), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):

Y

2

d р =±

+

, где

Э

KKe -100%

1000PT

d р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, %;

8Э - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3, %;

К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;

Ke - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт»ч);

Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;

Р - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт.

Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:

d ркОпп =—---100%, где

р.корр. 3600ТСР

Dt - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);

Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входят:

-    средства измерения, приведенные, в таблицах 4 и 5;

-    устройство синхронизации времени УСВ-2 (зав. № 223154), Госреестр № 41681-10;

-    документация и ПО, представленны в таблице 6.

Канал учета

Средство измерений

ИК

Код точки измерения

Наименование объекта учета (измерительного канала)

Вид СИ

Обозначение, тип, метрологические характеристики, зав. №,

№ Госреестра

1

2

3

4

5

161060001112001

Генератор № 1

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

1

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт*ч, № Гос.р. 27524-04

161060001112002

Генератор №2

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

2

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт*ч, № Гос.р. 27524-04

3

161060001112003

Генератор

№3

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

161060001112004

Генератор №4

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

4

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

161060001112005

Генератор №5

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

5

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

161060001112006

Генератор №6

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

6

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

161060001112007

Генератор №7

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

7

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

161060001112008

Генератор №8

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

8

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

161060001112009

Генератор №9

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

9

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

10

161060001112010

Генератор №10

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

11

161060001112011

Генератор №11

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

12

161060001112012

Генератор №12

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

13

161060001112013

Генератор №13

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

14

161060001112014

Генератор №14

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

15

161060001112015

Генератор №15

ТН

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

ТТ

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

ЗНОМ-15, Коэфф.тр. 13800 /100, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 1593-70

6

ТН

0

2

ТШЛ-20, Коэфф.тр. 10000/5, Кл.т. 0,2, № Гос.р. 21255-03

р

о

ат

р

е

н

е

Г

0

0

0

6

0

16

ТТ

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А, R=5 000 имп./кВт*ч, № Гос.р. 27524-04

161060001214809

161060001214807

161060001214806

161060001214805

163030002103101

Ввод 121-5 секция СН КРУ - 6кВ ячейка №4 (п/ст 121 35/6 кВ от опоры № 10 фидера 123-02 п/ст 123 -грав.завод.)

Ввод 121-6 секция СН КРУ- 6кВ ячейка №30 ( п/ст 121 35/6 кВ от опоры № 10 фидера 123-02 п/ст 123 - грав.завод.)

Шлюз секция СН КРУ- 6кВ ячейка №23

ТП освещения правого берега секция СН КРУ - 6кВ ячейка №51

ВЛ-500 кВ НКГЭС-Елабуга

о

л

о

3

К

я

та

о

ы

О

л

о

3

К

Я

о

л

о

3

К

я

о

л

о

3

К

я

о

л

о

3

К

я

о

л

о

3

К

я

ч

я

ч

я

ч

я

ч

я

ч

я

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

ч

2 н

та ^

у L/I

к> о

On “ 00 О о\ й

О . г->.

ил “

'^1

о

о

о

о

о

ч

0

t=i

1

о . ш

ю

■4^ I ■4^ i—

00 о

Ю "

О ^ 8 ►в* ►в*

U)

о

О

00 X о

U

а

ос Я

00 о

Os

О

О

О

о

JO

я

и

н

JO

Ъ.

ч

0

t=l

1

о . ш

Ю

■4^ I ■4^ ь-

00 о

Ю "

О

8

►в*

►в*

о\

о

о

со

я о

t=l я

00 Я

00 о ►в*

о\

о

о

о

о

р>

я

и

н

а>

ре О

II ш

ре О

II ш

0 Ч

1

Ч

0 ч

1

ч

Го*

о

о

Ч СО

О I О ил 'ил ? О

о ^

Os Н

V

ы

о

о

о

ч

о

о

ил

о

о

о

Я

2

я

Sr

со

н

л

ил О

о о

к 2

S, о Я OJ

* Н

о

ил О

о о

я 2 Я

?г 2 * *

о

о

о

о

о

о

о

о

о о

0

я 2 я

?г 2 ю -

1    я

Л Й ^ -н \о* о О Р

"Ь ил

§|

s 2

а "° Я oj

^ 2 ся -1 я

л Н ^ -Н \о* о О р

*Ъ ил

Н

2 о Я oj

^ 2 со -

1 я х н ^ *н \о* о ? § о р ил

-рь

ч

00    —

<-*    я

Os    О

'    ы

00 — <-* я

Os О ' ы

^ I о ■ OJ ЗГ

о

U)

о

U)

о о -

t О 00 U Os ►©*

Os

О

О

О

О

JO

Я

и

н

к>

о о -

t О 00 U Os 0*

Os

О

о

о

о

JO

я

и

н

JO

К>

я

и

н

о

К)

о

ил

нч

я

о

Os

о

о

я

и

н

JO

ил

о

о

£/i

Я

и

н

JO

Ъ.

о

о

о

о

о

о

Лист № 10 Всего листов 13

я

и

н

JO

К)

(УЭ

ю

0 '^1

ю

1

о

-1^

U)

Os

Os

Ю

0

1

о

00

U)

Os

Os

Ю

0

1

о

00

U)

Os

Os

Ю

0

1

о

00

U)

Os

Os

ю

0

1

о

00

U)

Os

Os

Ю

0

1

о

00

о

о

«

и

н

JO

К)

Я

и

н

JO

Ъ.

я

и

н

163030002103201

-

С

О

^3 о Я m « £ О ctf О 00

5

-

4

PQ

ТН

ОТЕБ 550, Коэфф.тр. 500000 /100, Кл.т. 0,2 № Гос.р. 29686-05

22

ТТ

IMB-550, Коэфф.тр. 2000/1, Кл.т. 0,2S № Гос.р. 32002-06

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

Счетчик рез.

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 27524-04

161060001214101

ТП освещения левого берега, ТП ГЦ 6кВ

ТН

НАМИТ-10, Коэфф.тр. 6000/100, Кл.т. 0,5 № Гос.р. 16687-02

23

ТТ

ТЛК-10, Коэфф.тр. 50/5, Кл.т. 0,5 № Гос.р. 9143-01

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 36697-08

16106000131820

1

Сборка 296Н1-1 (пост 1)

ТН

Отсутствует измерительный трансформатор (электросчетчик прямого подключения)

24

ТТ

Т-0,66 У3, Коэфф.тр. 20/5, Кл.т. 0,5 № Гос.р 24541-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р. 36697-08

161060001318202

Сборка 406Н (пост 2)

ТН

Отсутствует измерительный трансформатор (электросчетчик прямого подключения)

25

ТТ

Т-0,66 У3, Коэфф.тр. 20/5, Кл.т. 0,5 № Гос.р 24541-03

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М, Кл.т. 0,2/0,5, 1ном = 1А R=5 000 имп./кВт^ч, № Гос.р. 36697-08

Тип, № Госреестра

зав. №

Номер измерительного канала

СИКОН С1, № Гос.р. 15236-03

1233

7,8,9,10,11,12,13,14,15,16,22

1225

1,2,3,4,5,6,17,18,19,20,21,25

1782

23,24

Таблица 6

Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации

Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «Г енерирующая компания» Нижнекамская ГЭС.

Программный пакет «Пирамида 2000». Версия 10

Один

Программное обеспечение электросчетчиков СЭТ-4ТМ

Один

Формуляр (АИИСГК 13.02.06 ФО)

1(один) экземпляр

Методика поверки (АИИСГК 13.02.06 ПМ)

1(один) экземпляр

Эксплуатационная документация (АИИСГК 13.02.06 ЭД)

1(один) экземпляр

Поверка

осуществляется по документу АИИСГК 13.02.06 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Нижнекамская ГЭС. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «ЦМС Татарстан» в сентябре 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

-    средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;

-    средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

-    средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИФТРИ в 2004 г.

-    средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С1» в соответствии с методикой поверки «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С1. Методика поверки» ВЛСТ 166.00.000 И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в мае 2008 г;

-    радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1мкс, № Госреестра 27008-04.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Нижнекамская ГЭС. Методика измерений» АИИСГК 13.02.06 МИ

Нормативные документы, устанавливающие требования к «Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Нижнекамская ГЭС

1.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

2.    ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

3.    ГОСТ Р 52323-05 (МЭК 62053-22:2003) «Национальный стандарт Российской Федерации. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и

0,5S».

4.    ГОСТ Р 52425-05 (МЭК 62053-23:2003) «Национальный стандарт Российской Федерации. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статистические счетчики реактивной энергии».

5.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

6.    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

Рекомендации к применению

осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также