Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО "ОГК-2" - Рязанская ГРЭС
| Номер в ГРСИ РФ: | 59729-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ОАО "Электроцентроналадка" (ОАО "ЭЦН"), г.Москва |
| 59729-15: Описание типа СИ | Скачать | 128.3 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС (в дальнейшем - АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС) 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 | 59729-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО "ОГК-2" - Рязанская ГРЭС |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 422200.078 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Электроцентроналадка", г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 59729-15: Описание типа СИ | Скачать | 128.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС (в дальнейшем - АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС) предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
Описание
АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС представляет собой информационно-измерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих 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.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки
(ИВКЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входит устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначено 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 третий уровень.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: ИВК-ИКМ «Пирамида» (основной и резервный); устройство хранения данных (сервер БД); 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; рабочие станции (АРМ). ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС 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 фиксируются 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 филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС измерения и передача данных на верхний уровень происходит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=UTcosф) и полную мощность (S=U-I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных. 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.
АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК и имеет нормированную точность. Проверка времени в счетчиках выполняется УСПД автоматически, один раз в полчаса во время опроса, при обнаружении рассогласований времени УСПД и счетчика более чем на ± 2 с, автоматически производится коррекция времени счетчика, если в эти сутки его время еще не корректировалось. Коррекция времени счетчикам СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М производится один раз в сутки. Коррекция часов УСПД производится ИВК при рассогласовании времени УСПД и ИВК более чем на ± 2 с. Коррекция часов ИВК производится один раз в час установкой времени от УСВ-2 или ИВЧ-1.
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).
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 филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 лет. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК2» - Рязанская ГРЭС, 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
Программное обеспечение «Пирамида 2000. Сервер» (далее - ПО) 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. Сервер» и определяются классом применяемых электросчетчиков.
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 филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Сервер»
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
|
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClie nts.dll |
3 |
e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 |
MD5 |
|
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLea kage.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
|
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLos ses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156a 0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
|
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrolo gy.dll |
3 |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin .dll |
3 |
6f557f885b7372613 28cd77805bd1ba7 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIE C.dll |
3 |
48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseMo dbus.dll |
3 |
c391d64271acf4055 bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
|
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePir amida.dl l |
3 |
ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f |
MD5 |
|
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
Synchro NSI.dll |
3 |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
|
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTi me.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
MD5 |
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 |
|
1 |
2 |
|
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 + 0,4 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
|
Температурный диапазон окружающей среды для: |
|
- счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С |
от +5 до +35 от -30 до +35 |
|
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; 24; 20 |
|
Первичные номинальные токи, кА |
24; 12; 3; 1 |
|
Номинальное вторичное напряжение, В |
100 |
|
Номинальный вторичный ток, А |
1; 5 |
|
Количество точек учета, шт. |
18 |
|
Интервал задания границ тарифных зон, мин. |
30 |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, с |
±5 |
|
Средний срок службы системы, лет |
15 |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, 5 э, %.
|
№ ИК |
Состав ИИК |
ООБф/ sino |
5 э 1(2)%I I1(2) %<I<I5 % |
5 э 5%I I5 %<I<I20 % |
5 э 20%I I20 %<I<I100 % |
5 э 100%i I100 %<I<I120 % | |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1, 3, 4, 12 - 18 |
ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 |
Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) At=18 °C |
1 |
Не нормируется |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
|
0,8 |
Не нормируется |
±3,0 |
±1,8 |
±1,4 | |||
|
0,5 |
Не нормируется |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |||
|
Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=18 °C |
0,8/0,6 |
Не нормируется |
±4,6 |
±2,6 |
±2,0 | ||
|
0,5/0,87 |
Не нормируется |
±2,8 |
±1,7 |
±1,4 | |||
|
2 |
ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,2 |
Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) At=18 °C |
1 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
0,8 |
±1,5 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |||
|
0,5 |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |||
|
Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=18 °C |
0,8/0,6 |
±2,5 |
±1,9 |
±1,8 |
±1,8 | ||
|
0,5/0,87 |
±2,2 |
±1,8 |
±1,8 |
±1,8 | |||
|
5, 6 |
ТТ класс точности 0,2 ТН класс точности 0,5 |
Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) At=18 °C |
1 |
Не нормируется |
±1,2 |
±1,0 |
±0,9 |
|
0,8 |
Не нормируется |
±1,6 |
±1,2 |
±1,2 | |||
|
0,5 |
Не нормируется |
±2,4 |
±1,8 |
±1,6 | |||
|
Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=18 °C |
0,8/0,6 |
Не нормируется |
±2,4 |
±1,7 |
±1,5 | ||
|
0,5/0,87 |
Не нормируется |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 | |||
|
Продолжение таблицы 3 | |||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
7 - |
Рн Рн |
Счетчик класс |
1 |
±1,2 |
±0,8 |
±0,8 |
±0,8 |
|
11 |
точности 0,2S (активная энергия) At=18 °C |
0,8 |
±1,5 |
±1,1 |
±1,0 |
±1,0 | |
|
0,5 |
±2,2 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |||
|
Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=18 °C |
0,8/0,6 |
±3,1 |
±1,8 |
±1,3 |
±1,2 | ||
|
0,5/0,87 |
±2,4 |
±1,5 |
±1,1 |
±1,1 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (5 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):
2
I KK -100% 1
, 1000PT I ср
где 5 р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, %;
5 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:
5 = = —^t--100%,
р.корр. 3600Т ср
где 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
В комплект поставки входят:
- средства измерения, приведенные в таблице 4;
- устройства сбора и передачи данных и ИКМ Пирамида приведенные в таблице 5;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 (зав. № 2323), Госреестр № 41681-10;
- устройство синхронизации времени ИВЧ-1 (зав. № 0350628001)
- документация и ПО представлены в таблице 6.
Таблица 4 - Состав ИИК АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС
|
Средство измерений | |||
|
№ ИК |
Наименование объекта учета (измерительного канала) |
Вид СИ |
Тип, метрологические характеристики, зав. №, № Госреестра |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1 |
ТГ-1 |
ТТ |
ТШЛ-20 (мод. ТШЛ-20-Б) Кл.т 0,5 12000/5 № 2918, 2730, 2536 ГР № 1837-63 |
|
ТН |
ЗНОМ-20-63 Кл.т 0,5 20000/100 № 29133; 31072; 29132 ГР № 51674-12 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 11043094 ГР № 27524-04 | ||
|
2 |
ТГ-2 |
ТТ |
BDG 072A1/2/3 Кл.т 0,2S (мод. BDG 072A1) 12000/5 №№ 1VLT5114019637; 1VLT5114019636; 1VLT5114019635 ГР № 48214-11 |
|
ТН |
TJP 6.2-G; TJP 7.3-G; TJC 6-G; TJC 7.0-G; TDC 6-G (мод. TJC 6-G) Кл.т 0,2 20000/100 №№ 1VLT5214004088; 1VLT5214004087; 1VLT5214004086 ГР № 49111-12 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М (мод. СЭТ-4ТМ.03М) Кл.т 0,2S/0,5 № 0807140094 ГР № 36697-12 | ||
|
3 |
ТГ-3 |
ТТ |
ТШЛ-20 (мод. ТШЛ-20-Б) Кл.т 0,5 12000/5 № ТГ 3А, ТГ 3В, ТГ 3С ГР № 1837-63 |
|
ТН |
ЗНОМ-20-63 Кл.т 0,5 20000/100 № 29137; 29836;31068 ГР № 51674-12 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 11043084 ГР № 27524-04 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
4 |
ТГ-4 |
ТТ |
ТШЛ-20 (мод. ТШЛ-20-Б) Кл.т 0,5 12000/5 № 3388, 3458, 2785 ГР № 1837-63 |
|
ТН |
ЗНОМ-20-63 Кл.т 0,5 20000/100 № 31076; 31063;29134 ГР № 51674-12 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 0108078302 ГР № 27524-04 | ||
|
5 |
ТГ-5 |
ТТ |
ТШВ-24 Кл.т 0,2 24000/5 № 201, 212, 229 ГР № 6380-77 |
|
ТН |
3HOM-24-69VI Кл.т 0,5 24000/100 № 47834; 47826;47820 ГР № 8961-82 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 10045073 ГР № 27524-04 | ||
|
6 |
ТГ-6 |
ТТ |
ТШВ-24 Кл.т 0,2 24000/5 № 20, 16, 25 ГР № 6380-77 |
|
ТН |
3HOM-24-69VI Кл.т 0,5 24000/100 № 49380; 49379; 49382 № 8961-82 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 11043099 ГР № 27524-04 | ||
|
7 |
ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС -Тамбовская |
ТТ |
ТФЗМ 500Б Кл.т 0,2S 3000/1 №№ 1357; 1383, №№ 1361; 1356, №№ 1339; 1382 ГР № 26546-08 |
|
ТН |
НАМИ-500 УХЛ1 Кл.т 0,2 500000/100 №№ 100; 05; 06 ГР № 28008-09 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 11043133 ГР № 27524-04 | ||
|
8 |
ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС -Липецкая Западная |
ТТ |
ТФЗМ 500Б Кл.т 0,2S 3000/1 №№ 1358; 1347 №№ 1354; 1416 №№ 1370; 1415 ГР № 26546-08 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
ТН |
НАМИ-500 УХЛ1 Кл.т 0,2 500000/100 №№ 25; 26; 27 ГР № 28008-09 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 0107060197 ГР № 27524-04 | ||
|
9 |
ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС -Липецкая Восточная |
ТТ |
ТФЗМ 500Б Кл.т 0,2S 3000/1 №№ 1359; 1376 №№ 1355; 1381 №№ 1343; 1375 ГР № 26546-08 |
|
ТН |
НАМИ-500 УХЛ1 Кл.т 0,2 500000/100 №№ 93; 95; 97 ГР № 28008-09 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 10045072 ГР № 27524-04 | ||
|
10 |
ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС -Михайловская Западная |
ТТ |
ТФЗМ 500Б Кл.т 0,2S 3000/1 №№ 1404; 1348 №№ 1394; 1369 №№ 1395; 1374 ГР № 26546-08 |
|
ТН |
НАМИ-500 УХЛ1 Кл.т 0,2 500000/100 №№ 04; 98; 99 ГР № 28008-09 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 10045032 ГР № 27524-04 | ||
|
11 |
ВЛ 500 кВ Рязанская ГРЭС -Михайловская Восточная |
ТТ |
ТФЗМ 500Б Кл.т 0,2S 3000/1 №№ 1396; 1384 №№ 1403; 1377 №№ 1401; 1362 ГР № 26546-08 |
|
ТН |
НАМИ-500 УХЛ1 Кл.т 0,2 500000/100 №№ 22; 23; 24 ГР № 28008-09 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 11043090 ГР № 27524-04 | ||
|
12 |
ВЛ 220кВ Рязанская ГРЭС -Заречная |
ТТ |
ТВ-220 Кл.т 0,5 1000/1 ГР 2.1; ГР 2.2; ГР 2.3 ГР № 20644-03 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
ТН |
НКФ-220-58 Кл.т 0,5 220000/100 №1012350, 1012049, 1019275 ГР № 14626-95 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 10045037 ГР № 27524-04 | ||
|
13 |
ВЛ 220кВ Рязанская ГРЭС - Новомичуринская |
ТТ |
ТВ-220 Кл.т 0,5 1000/1 ГР 1.1; ГР 1.2; ГР 1.3 ГР № 20644-03 |
|
ТН |
НКФ-220-58 Кл.т 0,5 220000/100 № 1010610, 1012344, 1019281 ГР № 14626-95 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 0108078390 ГР № 27524-04 | ||
|
14 |
ВЛ 220кВ Рязанская ГРЭС - Павелецкая |
ТТ |
ТВ-220 Кл.т 0,5 1000/1 № 1079, 1026, 1019 ГР № 20644-03 |
|
ТН |
НКФ-220-58 Кл.т 0,5 220000/100 № 1012350, 1012049, 1019275 ГР № 14626-95 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 11043103 ГР № 27524-04 | ||
|
15 |
ВЛ 220кВ Рязанская ГРЭС - Парская № 1 |
ТТ |
ТВ-220 Кл.т 0,5 1000/1 № 1650, 1656, 1648 ГР № 20644-03 |
|
ТН |
НКФ-220-58 Кл.т 0,5 220000/100 № 1010610, 1012344, 1019281 ГР № 14626-95 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 11043130 ГР № 27524-04 | ||
|
16 |
ВЛ 220кВ Рязанская ГРЭС -Парская № 2 |
ТТ |
ТВ-220 Кл.т 0,5 1000/1 № 1728, 1695, 438 ГР № 20644-03 |
|
ТН |
НКФ-220-58 Кл.т 0,5 220000/100 № 1012350, 1012049, 1019275 ГР № 14626-95 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 10045065 ГР № 27524-04 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
17 |
ВЛ 220кВ Рязанская ГРЭС -Пущино |
ТТ |
ТВ-220 Кл.т 0,5 1000/1 № 428, 225, 226 ГР № 20644-03 |
|
ТН |
НКФ-220-58 Кл.т 0,5 220000/100 № 1010610, 1012344, 1019281 ГР № 14626-95 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 11043131 ГР № 27524-04 | ||
|
18 |
ОВ-220 кВ |
ТТ |
ТВ-220 Кл.т 0,5 1000/1 № 1012, 1015, 1011 ГР № 20644-03 |
|
ТН |
НКФ-220-58 Кл.т 0,5 220000/100 №№ 1012350; 1010610 №№ 1012049; 1012344 №№ 1019275; 1019281 ГР № 14626-95 | ||
|
Счетчик |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т 0,2S/0,5 № 11043134 ГР № 27524-04 |
Таблица 5 - Перечень УСПД и ИКМ, входящего в состав АИИС КУЭ.
|
Тип, № Госреестра |
зав. № |
Номер измерительного канала |
|
СИКОН С1, № в ГР 15236-03 |
1267 |
7-18 |
|
СИКОН С1, № в ГР 15236-03 |
1291 |
5,6 |
|
СИКОН С1, № в ГР 15236-03 |
1293 |
1-4 |
|
ИКМ-Пирамида в ГР 29484-05 (основной) |
416 |
1-18 |
|
ИКМ-Пирамида в ГР 29484-05 (резервный) |
417 |
1-18 |
Таблица 6 - Документация и ПО, поставляемые в комплекте с АИИС КУЭ.
|
Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации |
Количество, шт. |
|
Программный пакет «Пирамида 2000.Сервер». |
2(два) экземпляр |
|
Программный пакет «Пирамида 2000. АРМ». |
3(три) экземпляра |
|
Формуляр. НВЦП.422200.078.ФО |
1(один) экземпляр |
|
Методика поверки НВЦП.422200.078.МП |
1(один) экземпляр |
|
Инструкция по эксплуатации АИИС НВЦП.422200.059.ЭД.ИЭ; |
1(один) экземпляр |
|
Руководство пользователя АИИС НВЦП.422200.059.ЭД.И3 |
1(один) экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу НВЦП.422200.078.МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС. Методика поверки» , утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2014г.
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 многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в 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 УСПД типа «СИКОН С1» в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИИМС в 2003 г.
- средства поверки ИВК типа «ИКМ-Пирамида» в соответствии с методикой поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005г.
- радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1 мкс,
№ Госреестра 27008-04.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ филиала ОАО «ОГК-2» - Рязанская ГРЭС НВЦП.422200.078.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».
5. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
6. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
