| Номер в госреестре | 56159-14 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО "Генерирующая компания" Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь |
| Изготовитель | ООО "Татарстан Автоматизация и Связь Энерго", г.Казань |
| Год регистрации | 2014 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Г енерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь представляет собой информационно-измерительную систему, состоящую из трех функциональных уровней.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) выполняет функцию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят измерительные трансформаторы тока (ТТ), соответствующие ГОСТ 7746-2001 и трансформаторы напряжения (ТН), соответствующие ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии, изготовленные по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии).
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВ-КЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо группе электроустановок. В состав ИВКЭ входят устройства сбора и передачи данных (УСПД) или промконтроллер, обеспечивающий интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначены для сбора, накопления, обработки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК (АРМ).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении, далее - сервер); технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические средства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки отчетов и передачи их различным пользователям.
АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь обеспечивает измерение следующих основных параметров энергопотребления:
- активной (реактивной) электроэнергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу электроэнергии;
- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
- календарного времени и интервалов времени.
Измеренные значения активной и реактивной электроэнергии в автоматическом режиме фиксируется в базе данных УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и сервере сбора данных может храниться служебная информация: параметры качества электроэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках параметров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация. Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Г енерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь измерения и передача данных на верхний уровень осуществляются в следующем порядке. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счетчиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код. Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (P=U I cos9) и полную мощность (S=U I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S2-P2)0,5. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих значений P на 30минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных (УСПД). В УСПД происходят косвенные измерения электрической энергии при помощи программного обеспечения, установленного на УСПД, далее информация поступает на сервер ИВК, где происходит накопление и отображение собранной информации при помощи АРМов. Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информацию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются проводные линии связи, каналы сотовой связи, телефонные линии связи.
АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную точность. Коррекция часов производится не реже одного раза в сутки, по временным импульсам от устройства синхронизации системного времени (УСВ-2), подключенного к ИВК.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств измерений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь соответствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ ОАО «Г енерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь трансформаторов напряжения и тока, счетчиков электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения линии связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с последующей передачей данных на АРМ.
В АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь обеспечена возможность автономного съема информации со счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 года. При прерывании питания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь, являются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислительной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компонентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от основных технических компонентов.
ПО «Пирамида 2000. Сервер» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объедине-
ния технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000» и определяются классом применяемых электросчетчиков (классы точности 0,2S; 0,5; 0,5S; 1,0).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «Пирамида 2000. Сервер», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ОАО «Г енерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Сервер»
| Наиме нова- ние про грамм ного обес- пече ния | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии про грамм- ного обеспе чения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Пи рами | модуль, объединяющий драйвера счетчиков | BLD.dll | Версия 10 | 6121EDE76B7EA59C7F2 13F648FF851BA | MD5 |
| да 2000. | драйвер работы с | dbd.dll | CEBADB743811C013537 522AE72C1C5A0 | ||
| Сер вер» | БД | CfgDlgs.dll | 8F5303419E79B439B2F0 1CA5259C5279 | ||
| драйвер работы с макетами форматов 800х0 | DD800x0.dll | C7FA73DBD6B96E58AC D18E6E5011C3D4 | |||
| драйвер работы с макетами формата Пирамида | imppirdata.dll | 36E08D52B4E8DE398A0 8B734AA84C6A6 | |||
| драйвер работы с СОЕВ | ITV.dll | A6949E58DCA1CF94D72 1FAD8ED33D81C | |||
| драйвера кэширования и опроса | cacheS1.dll | E21C5B5A0B4FF0DB33 E1EA7D367E858E | |||
| данных контроллеров и счетчи | cacheS10.dll | 230E3874561D91414770 E4B641F17DCA | |||
| ков СЭТ-4ТМ | sicon1.dll | 14BF4DABF87B904D9F AF44942B14B4F9 | |||
| sicons10.dll | B22DB830E55EA162BE7 87D605E97CEEE | ||||
| sicons102.dll | E7D4E80AC17999FD654 E7005D470528C | ||||
| sicons50.dll | CF876CEBB634D8A104 AACDC998AAF90A | ||||
| SET4TM02.dll | 7E09BD108C9D99A38C1 5AAD6BC38D669 |
Лист № 4 Всего листов 11
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Таблица 2- Метрологические и технические характеристики
| Параметр | значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии. | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 |
| Параметры питающей сети переменного тока: напряжение, В частота, Гц | 220± 22 50 ± 1 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от -20 до +55 от -40 до +50 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 10 |
| Первичные номинальные токи, кА | 1; 0,6; 0,4; 0,15 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек учета, шт. | 14 |
| Интервал задания границ тарифных зон, минут | 30 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, не более, секунд в сутки | ±5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
| № И К | Состав ИИК | cos ф (sin ф) | 5 1(2)%I 11(2) %<М5 % | 5 5%I I5 %—М20 % | 5 20%I I20 %—I<I100 % | 5 100%i I100 %—I—I120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 13 | ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=43 °C | 1 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 (инд.) | ±1,8 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 | ||
| 0,5 (инд.) | ±2,6 | ±2,0 | ±1,8 | ±1,8 | ||
| 0,8 (0,60) | ±3,4 | ±3,1 | ±3,0 | ±3,0 | ||
| 0,5 (0,87) | ±2,5 | ±2,3 | ±2,1 | ±2,1 | ||
| 14 | ТТ класс точности 0,5 ТН класс точности 0,5 Счетчик класс точности 0,2S (активная энергия) Счетчик класс точности 0,5 (реактивная энергия) At=43 °C | 1 | - | ±1,9 | ±1,3 | ±1,1 |
| 0,8 (инд.) | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 | ||
| 0,5 (инд.) | - | ±5,5 | ±3,1 | ±2,5 | ||
| 0,8 (0,60) | - | ±5,2 | ±3,6 | ±3,2 | ||
| 0,5 (0,87) | - | ±3,3 | ±2,4 | ±2,2 |
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощности, на которых не производится корректировка часов (8р ), 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):
/KKe -100% л2
»2 э +
где
Р I 1000 г,
ср
1000PT
8 р - пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой мощности и энергии, %;
8э - пределы допускаемой относительной погрешности системы из табл.3, %;
К - масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации трансформаторов тока и напряжения;
Ke - 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:
d ркорр =——--100%, где
ркорр■ 3600Тср
—t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках (в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплект поставки приведен в таблицах 4, 5 и 6.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь_
| Канал учета | Средство измерений | |||
| № ИК | Код точки измерения | Наименование объекта учета(измери-тельного канала) | Вид СИ | Обозначение, тип, метрологические характеристики, зав. №, № Госреестра |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| АИИС ния» | КУЭ ОАО «Г енерирующая компа-Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь | УСПД | СИКОН С1 № 1242; 1740 1227,1492 № Гос.р.15236-03 | |
| 1 | 01 m 21 0 0 0 5 61 | яч. 72А РУСИЧ | ТН трансформатор напряжения | НТМИ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 831-69 |
| ТТ трансформатор тока | ТОЛ-10-1-2У2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 15128-03 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ03М Кл.т. 0,2S/0,5 !ном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р. 36697-08 | |||
| 2 | 161150002113703 | яч. 82А КВЗ | ТН трансформатор напряжения | НТМИ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 831-53 |
| ТТ трансформатор тока | ТОЛ-10-1-2У2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 15128-03 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ03М Кл.т. 0,2S/0,5 Iном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р. 36697-08 | |||
| 3 | 161150002113517 | яч.82Б КМПО | ТН трансформатор напряжения | НТМИ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 831-53 |
| ТТ трансформатор тока | ТОЛ-10-1-2У2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 15128-03 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 !ном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р 36697-08 | |||
| 4 | 161150002113107 | РУ-10кВ фидер № 1 Электр. Сети | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Iном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р 36697-08 | |||
| 5 | 161150002113207 | РУ-10кВ фидер 2 КМПО | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 !ном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р 36697-08 | |||
| 6 | 161150002113108 | РУ-10кВ фидер № 3 Электр. Сети | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Iном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р 36697-08 |
| 7 | 161150002113109 | РУ-10кВ фидер 5 КМПО | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 !ном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р 36697-08 | |||
| 8 | 3 3 сч 0 0 0 61 | РУ-10кВ фидер 8 КМПО | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Iном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р 36697-08 | |||
| 9 | 3 сч 0 0 0 61 | РУ-10кВ фидер № 9 Электр. сети | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Iном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р 36697-08 | |||
| 10 | 3 сч 0 0 0 61 | РУ-10кВ фидер № 12 Элекон | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 400/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 !ном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р 36697-08 |
| 11 | 161150002113120 | РУ-10кВ фидер 14 КМПО | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 1000/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 !ном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р 36697-08 | |||
| 12 | 161150002113509 | РУ-10кВ фидер 55 Электр. сети | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Iном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р 36697-08 | |||
| 13 | 3 3 сч 0 0 0 5 61 | РУ-10кВ фидер 58 КМПО | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПОЛ-СВЕЛ-10-2 Коэфф.тр. 600/5 Кл.т. 0,2S № Гос.р. 45425-10 | |||
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Iном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р 36697-08 | |||
| 14 | 161150002113122 | ф.7А VELD | ТН трансформатор напряжения | НОМ-10 Коэфф.тр. 10000/100 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 363-49 |
| ТТ трансформатор тока | ТПЛ-10 Коэфф.тр. 150/5 Кл.т. 0,5 № Гос.р. 1276-59 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 1ном = 5А R=5 000 имп./кВт»ч № Гос.р 36697-08 |
Таблица 5
| Наименование средств измерений | Количество приборов в АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь | Номер в Госреестре средств измерений |
| Устройство синхронизации времени УСВ-2 | Один | № 41681-10 |
Таблица 6
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Необходимое количество для АИИС КУЭ ОАО «Г енерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь |
| Устройство бесперебойного питания для «СИКОН С1» | |
| Программный пакет «Пирамида 2000». Версия 10 | Один |
| Программное обеспечение электросчетчиков СЭТ-4ТМ | Один |
| Формуляр (АИИСГК 13 .01.03 ФО) | 1(один) экземпляр |
| Методика поверки (АИИСГК 13.01.03 ПМ) | 1(один) экземпляр |
| Эксплуатационная документация (АИИСГК 13.01.03 ЭД) | 1(один) экземпляр |
осуществляется по документу АИИСГК13.01.03 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «ЦМС Татарстан» в 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.02 по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004 г.;
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- средства поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки, утвержденной ВНИ-ИФТРИ в 2004г.
- средства поверки контроллеров УСПД «СИКОН С1» в соответствии с методикой поверки «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С1. Методика поверки» ВЛСТ 166.00.000 И1, утвержденной в 2003 г.;
- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
Метод измерений изложен в документе «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь. Методика измерений» АИ-ИСГК13.01.03 МИ.
Нормативные документы, устанавливающие требования к «Системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ ОАО «Генерирующая компания» Казанская ТЭЦ-2 вторая очередь
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».
осуществление торговли и товарообменных операций.
