Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО "ТГК-6" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО "ТГК-6" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 52637-13 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 019. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Экситон", г.Нижний Новгород.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО "ТГК-6" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО "ТГК-6" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
52637-13
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО "ТГК-6"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Экситон", г.Нижний Новгород
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 019
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО «ТГК-6» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, выработанной и переданной в транспортные сети на Саранской ТЭЦ-2 Мордовского филиала ОАО «ТГК-6», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой трехуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней: Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (далее - ИИК) состоит из установленных на объектах контроля трансформаторов тока (далее – ТТ), трансформаторов напряжения (далее – ТН), счетчиков активной и реактивной электроэнергии, вторичных электрических цепей, технических средств каналов передачи данных. Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее- ИВКЭ), в который входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327, обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК, технические средства приема-передачи данных (каналообразующей аппаратуры). Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора и передачи данных, программное обеспечение (далее – ПО), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации. АИИС КУЭ обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления: активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии; средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом; календарного времени и интервалов времени. Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и УСПД 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 измерения и передача данных на верхний уровень происходят следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики типа ЕвроАЛЬФА и СЭТ-4ТМ.03М производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=U·I·cosφ) 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 передается 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, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД и уровнем доступа АРМа к базе данных. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента АИИС КУЭ к другому, используются проводные линии связи. АИИС КУЭ имеет систему обеспечения точного времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, сервера и имеет нормированную точность. Коррекция часов производится не реже одного раза в сутки, по сигналам от устройства синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS-приемника, подключенного к УСПД (RTU-327). 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 соответствуют критериям качества АИИС КУЭ, определенным согласно техническим требованиям НП «Совет рынка» и ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Система выполняет непрерывные автоматизированные измерения следующих величин: приращения активной электрической энергии, календарного времени, интервалов времени и коррекцию хода часов компонентов системы, а также сбор результатов и построение графиков получасовых нагрузок, необходимых для организации рационального контроля и учета энергопотребления. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии и УСПД соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. В системе 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. Предусмотрен самостоятельный старт УСПД после возобновления питания. Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
Программное обеспечениеПО «АльфаЦЕНТР» 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. Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ, приведены в таблице 1. Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Наименование программного обеспеченияНаименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)Номер версии программного обеспеченияЦифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
ПО «АльфаЦЕНТР» AC_RTUПрограмма –планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:alphacenterexe) Amrserver.exe3.32.0.094b754e7dd0a57655c4f6b8252afd7a6MD5
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристикиТаблица 2 – Метрологические и технические характеристики
параметрзначение
Пределы допускаемых значений относительной погрешности АИИС КУЭ при измерении электрической энергии.Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3
Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц220( 22 50 ( 1
Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, (С - трансформаторов тока и напряжения, (Сот +10 до +35 от -40 до +70
Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл0,5
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения25-100
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %0,25
Первичное номинальное напряжение, кВ110; 35; 10; 6
Первичный номинальный ток, кА8; 4; 2; 1,5; 1; 0,75; 0,6;
Номинальное вторичное напряжение, В100
Номинальный вторичный ток, А5
Количество точек измерения, шт.49
Интервал задания границ тарифных зон, мин30
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, с(5
Средний срок службы системы, лет15
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электроэнергии, не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,5S) и измерительных трансформаторов тока и напряжения (кл. точности 0,2, 0,2S; 0,5; 0,5S). Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, %.
№ ИКcos φ±(Wp1(2) %, [ %] I1(2) % Iизм≤I5 %±(Wp5 %, [ %] I5 % ±(Wp20 %, [ %] I20 % ±(Wp100 %, [ %] I100 %
2, 4, 6, 9, 11, 12, 14, 161-± 2,2± 1,6± 1,5
1, 3, 5, 7, 8, 10, 13, 15, 17 - 35, 37 - 43, 45 - 481-± 2,2± 1,7± 1,6
36, 441± 2,4± 1,7± 1,6± 1,6
491± 1,9± 1,5± 1,5± 1,5
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, %
№ ИКsin φ±(WQ2 %, [ %] I2 % Iизм±(WQ5 %, [ %] I5 % Iизм±(WQ20 %, [ %] I20 % Iизм≤ I100 %±(WQ100 %, [ %] I100 % Iизм≤ I120 %
2, 4, 6, 9, 11, 12, 14, 160,6-± 5,1± 2,9± 2,3
1, 3, 5, 7, 8, 10, 13, 15, 17 - 35, 37 - 43, 45 - 480,6-± 5,2± 3,0± 2,5
36, 440,6± 6,6± 3,8± 2,6± 2,5
490,6-± 3,8± 3,5± 3,5
Пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации системы на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (), 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): , где - пределы допускаемой относительной погрешности измерения средней получасовой мощности и энергии, %; -пределы допускаемой относительной погрешности ИК из табл. 3 при измерении электроэнергии, %; К – масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения; – внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выраженному в Вт•ч); Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах; - величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале усреднения, выраженная в кВт. Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней мощности для рабочих условий эксплуатации системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится корректировка времени, рассчитываются по следующей формуле: , где - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах); Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
КомплектностьКомплект поставки приведен в таблицах 5 и 6. Таблица 5 - Комплект поставки АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО «ТГК-6»
№ ИКНаименование объекта учета (по документации энергообъекта)Средство измерений
ТТТНсчетчикУСПД
1ОРУ-110 кВ яч. 2 МВ «Юго-Западная-1»ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2160135 В № 2160152 С № 2160125 № ГР 3190-72НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080743 Iном= 5 А № ГР 16666-97RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515
2ОРУ-110 кВ яч. 4 МВ «Юго-Западная-2»ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2189150 В № 2189160 С № 2189180 № ГР 3190-72НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080745 Iном= 5 А № ГР 16666-97
3ОРУ-110кВ яч. 6 МВ «Светотехника-1»ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2001140 В № 2001120 С № 2001150 № ГР 3190-72НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080740 Iном= 5 А № ГР 16666-97
4ОРУ-110 кВ яч. 8 МВ «Светотехника-2»ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 1895150 В № 1895160 С № 1895170 № ГР 3190-72НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080746 Iном= 5 А № ГР 16666-97
5ОРУ-110 кВ яч. 10 МВ «Центролит-1»ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 1999120 В № 1999180 С № 1999160 № ГР 3190-72НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080733 Iном= 5 А № ГР 16666-97RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515
6ОРУ-110 кВ яч. 11 МВ «Центролит-2»ТВ-110/50 I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 1694180 В № 1694181 С № 1694182 № ГР 3190-72НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080739 Iном= 5 А № ГР 16666-97
7ОРУ-110 кВ яч. 7 МВ ОСШ ОМВТВ-110/50 I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 2516120 В № 2516180 С № 2516140 № ГР 3190-72НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94 НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080736 Iном= 5 А № ГР 16666-97
8ОРУ-110 кВ яч. 17 МВ Восточная I цепь (ВЛ 110 кВ Восточная 1)ТВ-110/50 I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 1906125 В № 1906160 С № 1906145 № ГР 3190-72НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080732 Iном= 5 А № ГР 16666-97
9ОРУ-110 кВ яч. 16 МВ Восточная II (ВЛ 110 кВ Восточная 2)ТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2052130 В № 2052160 С № 2052140 № ГР 3190-72НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080742 Iном= 5 А № ГР 16666-97
10ОРУ-110 кВ яч. 13 МВ Восточная с отпайкой на ПС Резинотехника (ВЛ 110 кВ Резинотехника 1)ТВ-110/50 I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 1697180 В № 1697183 С № 1697160 № ГР 3190-72НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080748 Iном= 5 А № ГР 16666-97RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515
11ОРУ-110 кВ яч. 14 МВ Восточная с отпайками (ВЛ 110 кВ Резинотехника 2)ТВ-110/50 I1/I2 = 1000/5 кл. т. 0,5 А № 1695155 В № 1695152 С № 1695130 № ГР 3190-72НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080747 Iном= 5 А № ГР 16666-97
12ОРУ-110 кВ яч. 15 ШСМВТВ-110/50 I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 2000150 В № 2000160 С № 2000180 № ГР 3190-72НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080738 Iном= 5 А № ГР 16666-97
13ОРУ-110 кВ яч. 1 МВ Трансформатор 1ТТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2188152 В № 2188132 С № 2188155 № ГР 3190-72НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080750 Iном= 5 А № ГР 16666-97
14ОРУ-110 кВ яч. 3 МВ Трансформатор 2ТТВ-110/50 I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 2187145 В № 2187147 С № 2187150 № ГР 3190-72НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080737 Iном= 5 А № ГР 16666-97
15ОРУ-110 кВ яч. 9 МВ Трансформатор 3ТТВ-110/50 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 1843150 В № 1843140 С № 1843130 № ГР 3190-72НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:√3/100:√3Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94EA05RАL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080749 Iном= 5 А № ГР 16666-97
16ОРУ-110 кВ яч. 12 МВ Трансформатор 4ТТВ-110/50 I1/I2 = 1000/5 кл. т. 0,5 А № 2161160 В № 2161150 С № 2161170 № ГР 3190-72НАМИ-110 УХЛ1 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,2 А № 495 В № 551 С № 533 № ГР 24218-03EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080713 Iном= 5 А № ГР 16666-97RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515
17ОРУ-110 кВ яч. 18 МВ Трансформатор 5ТТВ-110/50 I1/I2 = 1000/5 кл. т. 0,5 А № 3088130 В № 3088142 С № 3088125 № ГР 3190-72НКФ-110-57 U1/U2 = 110000:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 706930 В № 706849 С № 706931 № ГР 14205-94EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080707 Iном= 5 А № ГР 16666-97
18ОРУ-35 кВ яч. 1 Центральная котельнаяТФНД-35М I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2555 С № 2530 № ГР 3689-73ЗНОМ-35-65 U1/U2 = 35000:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 1274569 В № 1145273 С № 1146110 № ГР 912-70EA05RАL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080754 Iном= 5 А № ГР 16666-97
19ОРУ-35 кВ яч. 3 «Лямбирь»ТФНД-35М I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2286 С № 2278 № ГР 3689-73ЗНОМ-35-65 U1/U2 = 35000:√3/100:√3Кл. т. 0,5 А № 1274569 В № 1145273 С № 1146110 № ГР 912-70EA05RАL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080753 Iном= 5 А № ГР 16666-97
20ОРУ-35 кВ яч. 7 «Атемар»ТФНД-35М I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2574 С № 2524 № ГР 3689-73ЗНОМ-35-65 U1/U2 = 35000:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 1232488 В № 1232556 С № 1232536 № ГР 912-70EA05RАL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01127819 Iном= 5 А № ГР 16666-97
21ОРУ-35 кВ яч. 5 «Ромоданово»ТФНД-35М I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2508 С № 2530 № ГР 3689-73ЗНОМ-35-65 U1/U2 = 35000:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 1232488 В № 1232556 С № 1232536 № ГР 912-70EA05RАL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080755 Iном= 5 А № ГР 16666-97
22ОРУ-35 кВ яч. 2 Трансформатор 1ТТФНД-35М I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 2536 В № 2406 С № 2530 № ГР 3689-73ЗНОМ-35-65 U1/U2 = 35000:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 1274569 В № 1145273 С № 1146110 № ГР 912-70EA05RAL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01127878 Iном= 5 А № ГР 16666-97RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515
23Турбогенератор ТГ-2ТШВ-15Б I1/I2 = 8000/5 кл. т. 0,5 А № 9 В № 14 С № 2 № ГР 5719-76ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 6300:√3/100√3 Кл. т. 0,5 А № 459 В № 12 С № 9016 № ГР 1593-70EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080709 Iном= 5 А № ГР 16666-97
24Реактивированная отпайка РО-2 ТГ-2ТЛШ I1/I2 = 4000/5 кл. т. 0,5 А № 391 В № 1458 С № 1461 № ГР 11077-89НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70EA05RAL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080734 Iном= 5 А № ГР 16666-97
25Турбогенератор ТГ-3ТШВ-15Б I1/I2 = 8000/5 кл. т. 0,5 А № 2059 С № 2040 № ГР 5719-76ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 6300:√3/100√3 Кл. т. 0,5 А № 13995 В № 13980 С № 14011 № ГР 1593-70EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080708 Iном= 5 А № ГР 16666-97
263ШРТПОЛ-10 I1/I2 = 1500/5 кл. т. 0,5 А № 4285 С № 5212 № ГР 1261-02ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 6300:√3/100√3 Кл. т. 0,5 А № 13995 В № 13980 С № 14011 № ГР 1593-70EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080714 Iном= 5 А № ГР 16666-97
27Турбогенератор ТГ-4ТШВ-15Б I1/I2 = 8000/5 кл. т. 0,5 А № 311 С № 300 № ГР 5719-76ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 10500:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 39388 В № 39379 С № 39371 № ГР 1593-70EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080711 Iном= 5 А № ГР 16666-97
284ШРТВ I1/I2 = 2000/5 кл. т. 0,5 А № 07442 В № 07443 С № 07544 № ГР 19720-00ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 10500:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 39388 В № 39379 С № 39371 № ГР 1593-70EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080706 Iном= 5 А № ГР 16666-97
29Турбогенератор ТГ-5ТШВ-15Б I1/I2 = 8000/5 кл. т. 0,5 А № 336 В № 328 С № 380 № ГР 5719-76ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 10500:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 30 В № 35 С № 28 № ГР 1593-70EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080710 Iном= 5 А № ГР 16666-97RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515
305ШРТВ I1/I2 = 2000/5 кл. т. 0,5 А № 07445 В № 07447 С № 07549 № ГР 19720-00ЗНОМ-15-63 U1/U2 = 10500:√3/100:√3 Кл. т. 0,5 А № 30 В № 35 С № 28 № ГР 1593-70EA05RL-P1B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080712 Iном= 5 А № ГР 16666-97
31ГРУ-6 кВ яч. 1 «МПК»ТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 124162 С № 124312 № ГР 518-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080722 Iном= 5 А № ГР 16666-97
32ГРУ-6 кВ яч. 2 ЗАО ТФ «ВАТТ»ТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 11927 С № 11930 № ГР 518-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080718 Iном= 5 А № ГР 16666-97
33ГРУ-6 кВ яч. 4 «Ремстроймаш»ТПОФ I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 117519 С № 125345 № ГР 518-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080723 Iном= 5 А № ГР 16666-97
34ГРУ-6 кВ яч. 6 РП-19 ЗАО ТФ «ВАТТ»ТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 124169 С № 124173 № ГР 518-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080728 Iном= 5 А № ГР 16666-97
35ГРУ-6 кВ яч. 8 «КТИ, ООО КПП Мордовжелезобетон»ТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 124166 С № 125693 № ГР 518-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080730 Iном= 5 А № ГР 16666-97
36ГРУ-6 кВ яч. 5 «Консервный завод»ТПОЛ-10 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5S А № 6147 С № 6150 № ГР 1261-02НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080719 Iном= 5 А № ГР 16666-97
37ГРУ-6 кВ яч. 7 1ШРТПОФ I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 117533 С № 117528 № ГР 518-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080716 Iном= 5 А № ГР 16666-97RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515
38ГРУ-6 кВ яч. 23 2ШРТПОФ I1/I2 = 750/5 кл. т. 0,5 А № 149480 С № 149564 № ГР 518-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080727 Iном= 5 А № ГР 16666-97
39ГРУ-6 кВ яч.12 10ШРТПОФ I1/I2 = 1000/5 кл. т. 0,5 А № 21906 С № 23392 № ГР 518-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080725 Iном= 5 А № ГР 16666-97
40ГРУ-6 кВ яч. 29 20ШРТПШФА I1/I2 = 2000/5 кл. т. 0,5 А № 156439 С № 156449 № ГР 519-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080731 Iном= 5 А № ГР 16666-97
41ГРУ-6 кВ яч. 13 30ШРТПШЛ-10 I1/I2 = 2000/5 кл. т. 0,5 А № 2179 С № 2178 № ГР 1423-60НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080724 Iном= 5 А № ГР 16666-97
42ГРУ-6 кВ яч. 22 ОАО «Железобетон»ТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 147805 С № 150186 № ГР 518-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080721 Iном= 5 А № ГР 16666-97
43ГРУ-6 кВ яч. 24 СВРЗТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 124171 С № 124167 № ГР 518-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080729 Iном= 5 А № ГР 16666-97
44ГРУ-6 кВ яч. 27 "Саранский элеватор"ТПОЛ-10 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5S А № 6204 С № 6203 № ГР 1261-02НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080715 Iном= 5 А № ГР 16666-97
45ГРУ-6 кВ яч. 28 РП-19 ЗАО ТФ «ВАТТ»ТПОФ I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 147793 С № 150180 № ГР 518-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080720 Iном= 5 А № ГР 16666-97RTU-327-E1-В08-M08 Госреестр № 41907-09 Зав.№ 006515
46ГРУ-6 кВ яч. 20 "Саранский элеватор"ТПОЛ-10 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,5 А № 6237 С № 6238 № ГР 1261-02НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70EA05RL-P1B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080717 Iном= 5 А № ГР 16666-97
47ГРУ-6кВ яч. 14 Трансформатор 1ТТПШФА I1/I2 = 4000/5 кл. т. 0,5 А № 1797 С № 1898 № ГР 519-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70EA05RAL-P3B-4 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080741 Iном= 5 А № ГР 16666-97
48ГРУ-6кВ яч. 15 СМВТПШФА I1/I2 = 4000/5 кл. т. 0,5 А № 151180 С № 149514 № ГР 519-50НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 338 № ГР 2611-70EA05RAL-P3B-3 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 01080752 Iном= 5 А № ГР 16666-97
49ГРУ-6кВ яч. 16 ОАО «ИНПРОМ ЭСТЕЙТ»ТПК-10-(1)У3 I1/I2 = 600/5 кл. т. 0,2S А № 0882120000001 B № 0882120000002 С № 0882120000003 № ГР 22944-07НТМИ-6-66 U1/U2 = 6000/100 Кл. т. 0,5 № 4177 № ГР 2611-70СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1 Зав.№ 0812114484 Iном= 5 А № ГР 36697-08
Таблица 6 – Вспомогательное оборудование, документация
НаименованиеКоличество
GPS-приемник1 шт.
Программное обеспечение электросчетчиковСостав программных модулей определяется заказом потребителя
Сервер сбора и передачи данных 1 шт.
ПО «АльфаЦЕНТР»1 шт.
Методика поверки АУВБ.411711.M06.МП1 шт.
Формуляр АУВБ.411711.M06.ФО1 шт.
Поверка осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ Мордовского филиала ОАО «ТГК-6». Методика поверки» АУВБ.411711.M06.МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2012г. Перечень основных средств поверки: - средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003; - средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88; - средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007 г.; - средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ЕвроАльфа – в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «РОСТЕСТ-МОСКВА» в сентябре 2007 г.; - средства поверки устройств сбора и передачи данных «RTU-327» в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327.Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО Мордовского филиала ОАО «ТГК-6» 1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения». 2. ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». 3. ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия». 4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия». Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений осуществление торговли и товарообменных операций.
Заявитель ООО «Экситон», Адрес: 603009, г. Нижний Новгород, ул. Столетова, 6 тел.: (831) 465-07-13 факс: (831) 465-07-11
Испытательный центр ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации 30004-08 от 27.06.2008г. 119361, Москва, ул. Озерная, 46. Тел. 781-86-03; e-mail: dept208@vniims.ru;