Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ООО "Нижнекамская ТЭЦ"
- ООО "ТатАИСЭнерго", г.Казань
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:48137-11
- 21.11.24
- 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.