Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО "Нижнекамская ТЭЦ"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 6290 от 31.10.11 п.53
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 44317
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 1983-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «Нижнекамская ТЭЦ» (в дальнейшем -АИИС КУЭ ООО «Нижнекамская ТЭЦ») предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении. В частности, АИИС КУЭ ООО «Нижнекамская ТЭЦ» предназначена для использования в составе многоуровневых автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) на оптовом рынке электрической энергии (мощности).

Описание

АИИС КУЭ ООО «Нижнекамская ТЭЦ» представляет собой информационноизмерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней.

Первый уровень включает в себя измерительно-информационный комплекс (ИИК) и выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии.

Второй уровень включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) и выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройство 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 включает в себя 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 ООО «Нижнекамская ТЭЦ» 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 ООО «Нижнекамская ТЭЦ» 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 (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 ООО «Нижнекамская ТЭЦ» имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция системного времени 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 ООО «Нижнекамская ТЭЦ» соответствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ООО «Нижнекамская ТЭЦ» 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 ООО «Нижнекамская ТЭЦ» обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 35 суток. (Для счетчиков глубина хранения каждого массива профиля мощности при времени интегрирования 30 мин. составляет 3,7 месяца; для УСПД глубина хранения графика средних мощностей за интервал 30 мин. 45 суток). При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.

Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ООО «Нижнекамская ТЭЦ» 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 по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон 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).

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по 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 ООО «Нижнекамская ТЭЦ» приведены в таблице 1.

Таблица 1

Наименование программного 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 «Пирамида 2000. Сервер»

модуль, объединяющий драйвера счетчиков

BLD.dll

10.05/20 05

523A32FE8194231AE

1F6D0C67CE0C763

MD5

драйверы работы с КЭШ контроллеров Сикон

CacheCT.dll

EA56859251A526C18 60576D4236557F3

CacheS1.dll

86657D9BFB652E4E3

632CB9F02B1E80A

драйвер работы с макетами форматов 800х0

CachS10.dll

0FAF5F114DAE14128

4E47DE7229B3978

драйвер работы с базой данных

DBD.dll

3C6BB52765D9DE351

0D2B9E50D84B7B1

драйвер работы с макетами форматов 800х0

DD800x0.dll

562E7CB52073AE351

598E205A695EDA3

драйвер работы с макетами форматов 51070 драйвер работы с макетами форматов 80020 драйвер преобразования макетов форматов 800х0 драйвер работы с СОЕВ драйвера кэширования и опроса данных контроллеров и счетчиков СЭТ-4ТМ

DTATS51070

E88AF0BA5086FB2E

E5D6A6CD827ABB56

dtats80020

67E29E972575D3F19

A5E88C2F6417778

Imp800x0

8AAEE607722594BCF

0367BA9F5F881EA

ITV.dll

A6949E58DCA1CF94

D721FAD8ED33D81C

sicon1.dll

14BF4DABF87B904D

9FAF44942B14B4F9

sicons10.dll

02328D6E9DCF3BF00

B3DF9ADB6A924A2

sicons102.dll

E7D4E80AC17999FD 654E7005D470528C

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Таблица 2

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

220; 110; 18;10; 6

Первичные номинальные токи, кА

10; 8; 1,5; 1; 0,15;

Номинальное вторичное напряжение, В

100

Номинальный вторичный ток, А

1; 5

Количество точек учета, шт.

17

Интервал задания границ тарифных зон, минут

30

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки

+5

Средний срок службы системы, лет

15

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, Sэ, %.

Таблица 3

№ ИК

Состав ИК*

cos ф (sin ф)

6 1(2)%I I1(2) %<I<I5 %

6 5%I

I5 % < I <

I20 %

6 20%I

I20 % < I <

I100 %

6 100%I

I100 % < I <

I120 %

1

2

3

4

5

6

7

1-2, 12-13

ГТ класс точности 0,5

ГН класс точности 0,5

Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия)

At=17 °C

1

_

±1,9

±1,2

±1,0

0,8 (инд.)

_

±3,0

±1,7

±1,4

0,5 (инд.)

_

±5,5

±3,0

±2,3

ТТ класс точности 0,5

ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия)

0,8 (0,60)

_

±4,6

±2,6

±2,0

0,5 (0,87)

_

±2,8

±1,7

±1,4

1

2

3

4

5

6

7

3-4, 14,15

ТТ класс точности 0,5

ТН класс точности 0,5

Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия)

At=8 °C

1

_

±1,9

±1,2

±1,0

0,8 (инд.)

_

±2,9

±1,7

±1,4

0,5 (инд.)

_

±5,5

±3,0

±2,3

ТТ класс точности 0,5

ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия)

0,8 (0,60)

_

±4,5

±2,5

±1,9

0,5 (0,87)

_

±2,7

±1,6

±1,4

5-8

ГТ класс точности 0,5

ГН класс точности 0,5

Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия)

At= 8 °C

1

_

±2,2

±1,7

±1,5

0,8 (инд.)

_

±3,3

±2,1

±1,9

0,5 (инд.)

_

±5,6

±3,2

±2,6

ТТ класс точности 0,5

ТН класс точности 0,5

Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия)

0,8 (0,60)

_

±4,5

±2,5

±1,9

0,5 (0,87)

_

±2,7

±1,6

±1,4

9-11

ТТ класс точности 0,5

ТН класс точности 0,5

Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия)

At=18 °C

1

_

±2,3

±1,7

±1,6

0,8 (инд.)

_

±3,4

±2,3

±2,1

0,5 (инд.)

_

±5,7

±3,4

±2,7

ТТ класс точности 0,5

ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия)

0,8 (0,60)

_

±4,6

±2,6

±2,0

0,5 (0,87)

_

±2,8

±1,7

±1,4

16

ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) At=8 °C

1

±1,3

±1,0

±0,9

±0,9

0,8 (инд.)

±1,6

±1,3

±1,1

±1,1

0,5 (инд.)

±2,4

±1,8

±1,6

±1,6

ТТ класс точности 0,2S

ТН класс точности 0,2 Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия)

0,8 (0,60)

±3,0

±1,9

±1,5

±1,4

0,5 (0,87)

±2,2

±1,5

±1,2

±1,2

17

ТТ класс точности 0,5

ТН класс точности 0,5

Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия)

At=8 °C

1

_

±2,2

±1,7

±1,5

0,8 (инд.)

_

±3,3

±2,1

±1,9

0,5 (инд.)

_

±5,6

±3,2

±2,6

ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 1 (реактивная энергия)

0,8 (0,60)

_

±5,1

±3,0

±2,4

0,5 (0,87)

_

±3,4

±2,2

±2,0

Примечание: *) ИК - измерительный канал.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии для любого измерительного канала системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка времени (§ р ), рассчитываются по следующей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показа-

ний счетчика о средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импульсах):

KKe • 100%

^ 1000РТср )

A2

, где

S р     - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получа

совой мощности и энергии, в %;

S э      -пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3 измере-

ния электроэнергии, в %;

К       - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации транс

форматоров тока и напряжения;

Кe         - внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выражен

ному 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 любого измерительного канала системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле:

S ко „„ = ——— • 100%, где

р.корр.   3600Т ср

—t    - 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 таблице 4, 5 и 6.

Таблица 4.

№ точки из-мер.

Точка измерений

Средство измерений

Наименование измеряемой величины

Код точки измерений

Наименование точки измерений

вид СИ

обозначение, тип, метрологические характеристики, № Госреестра СИ

1

2

3

4

5

6

Нижнекамская ТЭЦ

УСПД

контроллер

СИКОН С1

№ 1253,1144

№ Гос. р. 15236-03

Энергия, мощность, время

1

2

3

4

5

6

1

161150005111001

Г енератор № 1

ТН трансформатор напряжения

ЗНОМ-20-63

А № 1

В № 05

С № 01

Коэфф. тр. 18000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1593-62

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТШЛ-20-I

А № 127

В № 124

С № 118

Коэфф. тр. 8000/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 21255-03

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 0110065132 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1 А;

R= 5000 имп./кВт-ч № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

2

161150005111002

Г енератор № 2

ТН трансформатор напряжения

ЗНОМ-20-63

А № 45944

В № 45947

С № 45946

Коэфф. тр. 18000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1593-62

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТШЛ-20-I

А № 1058

В № 875

С № 960

Коэфф. тр. 8000/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 21255-03

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 0106070222 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1 А;

R= 5000 имп./кВтч № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

1

2

3

4

5

6

3

161150005314001

Г енератор № 3

ТН трансформатор напряжения

ЗНОМ-15-63

А № 38

В № 29

С № 58890

Коэф. тр. 6000 \3 /100^3

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1593-70

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТШЛ-20-I

А № 1078

В № 1075

С № 1079

Коэфф. тр. 10000/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 21255-03

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 0111066076 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1 А;

R= 5000 имп./кВт-ч № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

4

161150005213001

Г енератор № 4

ТН трансформатор напряжения

ЗНОМ-15-63

А № 41

В № 45

С № 62

Коэфф. тр. 10000/100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1593-70

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТШЛ-20-I

А № 1759

В № 1792

С № 1789

Коэфф. тр. 10000/ 5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 21255-03

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 0110065195 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1 А;

R= 5000 имп./кВтч № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

1

2

3

4

5

6

5

161150005314812

Резервный ввод

РУСН-6кВ РА-1

ТН трансформатор напряжения

НТМИ-6-66 № ОТ ОТД Коэф. тр. 6000^3 /100^3

Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2611-70

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТВЛМ-10

А № 06675

B № 72033

С № 01354

Коэфф. тр. 1500/ 5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1856-63

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.02 № 07043072 Кл.т. 0,5S/0,5 1ном= 5 А;

R= 5000 имп./кВт-ч № Гос. р. 20175-01

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

6

161150005314813

Резервный ввод

РУСН-6кВ РБ-1

ТН трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

№ ПТО ТХ

Коэф. тр. 6000 \3

/100^3

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2611-70

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТВЛМ-10

А № 72011

B № 13455

С № 72034

Коэфф. тр. 1500/ 5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1856-63

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.02 № 08041154 Кл.т. 0,5S/0,5 1ном= 5 А;

R= 5000 имп./кВтч № Гос. р. 20175-01

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

1

2

3

4

5

6

7

161150005314814

Резервный ввод

РУСН-6кВ 1 РПА

ТН трансформатор напряжения

НТМИ-6-66 № ОТ ОТД Коэф. тр. 6000 \3 /100^3

Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2611-70

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТВЛМ-10

А № 13609

B № 72043

С № 30863

Коэфф. тр. 1500/ 5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1856-63

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.02 № 08041172 Кл.т. 0,5S/0,5 1ном= 5 А;

R= 5000 имп./кВт-ч № Гос. р. 20175-01

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

8

161150005314815

Резервный ввод

РУСН-6кВ 2 РПБ

ТН трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

№ ПТО ТХ

Коэф. тр. 6000 \3

/100^3

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2611-70

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТВЛМ-10

А № 13540

B № 72036

С № 72097

Коэфф. тр. 1500/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1856-63

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.02 № 08041201 Кл.т. 0,5S/0,5 1ном= 5 А;

R= 5000 имп./кВтч № Гос. р. 20175-01

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

1

2

3

4

5

6

9

161150005314816

Трансформатор №93 Т РУСН-6кВ

ТН трансформатор напряжения

НТМИ-6-66 № 798

Коэф. тр. 6000 \3

/100^3

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2611-70

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТВЛМ-10

А № 79087

С № 78851

Коэфф. тр. 150/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1856-63

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.02 № 07050124 Кл.т. 0,5S/0,5 1ном= 5 А;

R= 5000 имп./кВт-ч № Гос. р. 20175-01

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

10

161150005314817

Трансформатор №91Т РУСН-6кВ

ТН трансформатор напряжения

НТМИ-6-66 № ПРТ КХ

Коэф. тр. 6000 \3

/100^3

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2611-70

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТВЛМ-10

А № 08658

С № 0813

Коэфф. тр. 150/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1856-63

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.02 № 07050019 Кл.т. 0,5S/0,5 1ном= 5 А;

R= 5000 имп./кВтч № Гос. р. 20175-01

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

1

2

3

4

5

6

11

161150005314818

Трансформатор №92Т РУСН-6кВ

ТН трансформатор напряжения

НТМИ-6-66 № ПК УПК Коэф. тр. 6000 \3 /100^3

Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2611-70

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТВЛМ-10

А № 5975

С № 5906

Коэфф. тр. 150/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 1856-63

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.02 № 07050033 Кл.т. 0,5S/0,5 1ном= 5 А;

R= 5000 имп./кВт^ч № Гос. р. 20175-01

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

12

163050003105101

ВЛ 1ГТ, ЛЭП-220кВ НкТЭЦ-2

ТН трансформатор напряжения

НКФ-220

А № 48195АЭС

В № 46176АЭС

С № 46211 АЭС

Коэфф. тр. 220000/ 100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 26453-04

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФНД-220-1

А № 4331

В № 4393

С № 4398

Коэфф. тр. 1000/1

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 3694-73

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 0111063133 Кл.т. 0,2S/0,5 1ном= 1 А;

R= 25000 имп./кВт-ч № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

1

2

3

4

5

6

13

163050003105201

ВЛ 2ГТ, ЛЭП-220кВ НкТЭЦ-2

ТН трансформатор напряжения

НКФ-220

А № 44463А36

В № 46244А36

С № А3348261

Коэфф. тр. 220000/ 100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 26453-04

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФНД-220-1

А № 5449

В № 5428

С № 5418

Коэфф. тр. 1000/1

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 3694-73

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 0105081902

Кл.т. 0,2S/0,5

1ном= 1 А;

R= 25000 имп./кВт-ч № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

14

163050003207101

ВЛ 3ГТ, ЛЭП-110кВ НкТЭЦ-2

ТН трансформатор напряжения

НКФ-110

А № 1040

В № 1054

С № 1025

Коэфф. тр. 110000/ 100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 26452-04

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФНД-110М

А № 7474

В № 7468

С № 7463

Коэфф. тр. 1000/ 1

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 2793-88

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 0110065125

Кл.т. 0,2S/0,5

1ном= 1 А;

R= 25000 имп./кВт-ч № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

1

2

3

4

5

6

15

163050003105301

ВЛ 4ГТ, ЛЭП-220кВ НкТЭЦ-2

ТН трансформатор напряжения

НКФ-220

А № 4284

В № 43073

С № 7485

Коэфф. тр. 220000/ 100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 26453-04

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТФЗМ 220Б-ГУ

А № 7692

В № 3717

С № 3732

Коэфф. тр. 1000/1

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 26424-04

Первичный ток, I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 0103082214

Кл.т. 0,2S/0,5

Гном= 1 А;

R= 25000 имп./кВт-ч № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

16

163050003105401

ВЛ 5ГТ, ЛЭП-220кВ НкТЭЦ-2

ТН трансформатор напряжения

НКФ-220

А № 42918

В № 1095929

С № 42899

Коэфф. тр. 220000/ 100

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 26453-04

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТРГ-220 II*

А № 112

В № 113

С № 114

Коэфф. тр. 1000/1

Кл.т. 0,2S

№ Гос. р. 33677-07

Первичный ток, I1

Счетчик

СЭТ-4ТМ.03 № 0111066214

Кл.т. 0,2S/0,5

Гном= 1 А;

R= 25000 имп./кВт-ч № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

1

2

3

4

5

6

17

161150005314819

ООО "ИНВЭНТ-Технострой

ТН трансформатор напряжения

НТМИ-6-66 № ПРТ КХ Коэфф. тр. 6000/^3 /100/^3

Кл.т. 0,5 № Гос. р. 2611-70

Первичное напряжение, U1

ТТ трансформаторы тока

ТВК-10

А № 0107

В № 0248

С № 0249

Коэфф. Тр 150/5

Кл.т. 0,5

№ Гос. р. 8913-82

Первичный ток,

I1

Счетчик

СЭТ4ТМ.03 № 0112080557

Кл.т. 0,5S/1,0

1ном= 1 А;

R= 5000 имп./кВт-ч № Гос. р. 27524-04

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Примечание: в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ ООО «Нижнекамская ТЭЦ» стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов, класс точности которых должен быть не хуже класса точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 29992006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ ООО «Нижнекамская ТЭЦ» как его неотъемлемая часть.

Таблица 5

Наименование средств измерений

Количество приборов в АИИС КУЭ ООО «Нижнекамская ТЭЦ»

Номер в Госреестре средств измерений

Устройство синхронизации времени УСВ-2 (зав. № 2226)

Один

№ 41681-10

Таблица 6

Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации

Необходимое количество для АИИС КУЭ ООО «Нижнекамская ТЭЦ»

Устройство бесперебойного питания для «СИКОН С1»

Программный пакет «Пирамида 2000. Сервер». Версия 10

Один

Программное обеспечение электросчетчиков СЭТ-4ТМ

Один

Формуляр (АИИСНКТ 11.01.03 ФО)

1(один) экземпляр

Методика поверки (АИИСНКТ 11.01.05 МП)

1(один) экземпляр

Поверка

осуществляется по документу: «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО «Нижнекамская ТЭЦ». Методика поверки» (АИИСНКТ 11.01.05 МП), утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИ-ИМС» в 2011г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 29252005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- 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 ФГУП «ВНИ-ИФТРИ» в 2010г.

- 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 ООО «Нижнекамская ТЭЦ». Методика измерений» АИИСНКТ 11.01.06 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.

Развернуть полное описание