Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Генерирующая компания" Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь
| Номер в ГРСИ РФ: | 56159-14 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ТатАИСЭнерго", г.Казань |
| 56159-14: Описание типа СИ | Скачать | 116.3 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Г енерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 56159-14 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Генерирующая компания" Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь |
| Класс СИ | 34.01.04 |
| Год регистрации | 2014 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 27 п. 13 от 17.01.2014 |
Производитель / Заявитель
ООО "ТатАИСЭнерго", г.Казань
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | АИИСГК13.01.03 МП |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 56159-14: Описание типа СИ | Скачать | 116.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь (далее АИИС КУЭ) 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 » Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь 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 » Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь 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 пара-
метров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания » Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь измерения и передача данных на верхний уровень осуществляются в следующем порядке. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) и полную мощность (S=U-I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30минутных 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 » Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь 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» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь соответствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь 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 «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь 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» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь, 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 (классы 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» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Сервер»
|
Наиме нова-ние программ ного обеспечения |
Наименование программного модуля(идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения(контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
|
ПО «Пирами-да 2000. Сервер» |
модуль, объединяющий драйвера счетчиков |
BLD.dll |
Версия 10 |
6121EDE76B7EA59C7F2 13F648FF851BA |
MD5 |
|
драйвер работы с БД |
dbd.dll |
CEBADB743811C013537 522AE72C1C5A0 | |||
|
CfgDlgs.dll |
8F5303419E79B439B2F0 1CA5259C5279 | ||||
|
драйвер работы с макетами форматов 800х0 |
DD800x0.dll |
C7FA73DBD6B96E58AC D18E6E5011C3D4 | |||
|
драйвер работы с макетами формата Пирамида |
imppirdata.dll |
36E08D52B4E8DE398A0 8B734AA84C6A6 | |||
|
драйвер работы с СОЕВ |
ITV.dll |
A6949E58DCA1CF94D72 1FAD8ED33D81C | |||
|
драйвера кэширования и опроса данных контроллеров и счетчиков СЭТ-4ТМ |
cacheS1.dll |
E21C5B5A0B4FF0DB33 E1EA7D367E858E | |||
|
cacheS10.dll |
230E3874561D91414770 E4B641F17DCA | ||||
|
sicon1.dll |
14BF4DABF87B904D9F AF44942B14B4F9 | ||||
|
sicons10.dll |
B22DB830E55EA162BE7 87D605E97CEEE | ||||
|
sicons102.dll |
E7D4E80AC17999FD654 E7005D470528C | ||||
|
sicons50.dll |
CF876CEBB634D8A104 AACDC998AAF90A | ||||
|
SET4TM02.dll |
7E09BD108C9D99A38C1 5AAD6BC38D669 |
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 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 -20 до +55 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 |
10 |
|
Первичные номинальные токи, кА |
1; 0,6; 0,4; 0,15 |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
5 |
|
Количество точек учета, шт. |
14 |
|
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, §э, %.
|
№ И К |
Состав ИИК |
cos ф (sin ф) |
5 1(2)%I 11(2) %<I<I5 % |
5 5%I I5 %—I<I20 % |
5 20%I I20 %<I<I100 % |
5 100%i I100 %<I<I120 % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 13 |
ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=43 °C |
1 |
±1,3 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,8 (инд.) |
±1,8 |
±1,6 |
±1,4 |
±1,4 | ||
|
0,5 (инд.) |
±2,6 |
±2,0 |
±1,8 |
±1,8 | ||
|
0,8 (0,60) |
±3,4 |
±3,1 |
±3,0 |
±3,0 | ||
|
0,5 (0,87) |
±2,5 |
±2,3 |
±2,1 |
±2,1 | ||
|
14 |
ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=43 °C |
1 |
- |
±1,9 |
±1,3 |
±1,1 |
|
0,8 (инд.) |
- |
±3,1 |
±2,0 |
±1,7 | ||
|
0,5 (инд.) |
- |
±5,5 |
±3,1 |
±2,5 | ||
|
0,8 (0,60) |
- |
±5,2 |
±3,6 |
±3,2 | ||
|
0,5 (0,87) |
- |
±3,3 |
±2,4 |
±2,2 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (§ 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
I KK -100% 1
, 1000PT I ср
, где
§р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, %;
§э - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3, %;
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 системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
8„KO = =--~--100%, где
р.корр. 3600Т ср
Лt - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность
Комплект поставки приведен в таблицах 4, 5 и 6.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь_______________________________________________________________________
|
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 |
|
АИИС ния» ' |
КУЭ ОАО «Генерирующая компа-Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь |
УСПД |
СИКОН С1 № 1242; 1740 1227,1492 № Гос.р.15236-03 | |
|
1 |
161150002113701 |
яч. 72А РУСИЧ |
ТН трансформатор напряжения |
НТМИ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 831-69 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-2У2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 15128-03 | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Ihom = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р. 36697-08 | |||
|
2 |
161150002113703 |
яч. 82А КВЗ |
ТН трансформатор напряжения |
НТМИ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 831-53 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-2У2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 15128-03 | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Ihom = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р. 36697-08 | |||
|
3 |
161150002113517 |
яч.82Б КМПО |
ТН трансформатор напряжения |
НТМИ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 831-53 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТОЛ-10-1-2У2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 15128-03 | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 | |||
|
4 |
161150002113107 |
РУ-10кВ фидер № 1 Электр. Сети |
ТН трансформатор напряжения |
НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 | |||
|
5 |
161150002113207 |
РУ-10кВ фидер 2 КМПО |
ТН трансформатор напряжения |
НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 | |||
|
6 |
161150002113108 |
РУ-10кВ фидер № 3 Электр. Сети |
ТН трансформатор напряжения |
НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
|
7 |
161150002113109 |
РУ-10кВ фидер 5 КМПО |
ТН трансформатор напряжения |
НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 | |||
|
8 |
161150002113113 |
РУ-10кВ фидер 8 КМПО |
ТН трансформатор напряжения |
НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 | |||
|
9 |
161150002113114 |
РУ-10кВ фидер № 9 Электр. сети |
ТН трансформатор напряжения |
НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 | |||
|
10 |
161150002113117 |
РУ-10кВ фидер № 12 Элекон |
ТН трансформатор напряжения |
НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
|
11 |
161150002113120 |
РУ-10кВ фидер 14 КМПО |
ТН трансформатор напряжения |
НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 1000/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 | |||
|
12 |
161150002113509 |
РУ-10кВ фидер 55 Электр. сети |
ТН трансформатор напряжения |
НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 | |||
|
13 |
161150002113513 |
РУ-10кВ фидер 58 КМПО |
ТН трансформатор напряжения |
НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 | |||
|
14 |
161150002113122 |
ф.7А VELD |
ТН трансформатор напряжения |
НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
|
ТТ трансформатор тока |
ТПЛ-10 Коэфф.тр. 150/5 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 1276-59 |
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт^ч № Гос.р 36697-08 |
Таблица 5
|
Наименование средств измерений |
Количество приборов в АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь |
Номер в Госреестре средств измерений |
|
Устройство синхронизации времени УСВ-2 |
Один |
№ 41681-10 |
Таблица 6
|
Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации |
Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь |
|
Устройство бесперебойного питания для «СИКОН С1» | |
|
Программный пакет «Пирамида 2000». Версия 10 |
Один |
|
Программное обеспечение электросчетчиков СЭТ-4ТМ |
Один |
|
Формуляр (АИИСГК 13.01.03 ФО) |
1(один) экземпляр |
|
Методика поверки (АИИСГК 13.01.03 ПМ) |
1(один) экземпляр |
|
Эксплуатационная документация (АИИСГК 13.01.03 ЭД) |
1(один) экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу АИИСГК13.01.03 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «ЦМС Татарстан» в 2013г.
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.02 по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
- 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 с руководителем 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 с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИ-ИФТРИ в 2004г.
- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С1» в соответствии с методикой поверки «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С1. Методика поверки» ВЛСТ 166.00.000 И1, утвержденной в 2003 г.;
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь. Методика измерений» АИ-ИСГК13.01.03 МИ.
Нормативные документы
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
