ГРСИ 50739-12: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии производственного подразделения Филиала ОАО "Квадра" - "Тульская региональная генерация" - Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
50740-12

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии производственного подразделения Филиала ОАО "Квадра" - "Тульская региональная генерация" - Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт Нет данных, ГРСИ 50739-12

Смотреть ГРСИ
50738-12

Номер госреестра:

50739-12

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 23

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 47586

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-

та электроэнергии производственного подразделения Филиала ОАО «Квадра» –

«Тульская региональная генерация» – Новомосковская ГРЭС энергоблок

ПГУ 190 МВт.

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии производственного подразделения Филиала ОАО «Квадра» – «Тульская регио-

нальная генерация» – Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт (далее АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, измерения време-

ни в координированной шкале времени UTC.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

– автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной элек-

трической энергии, средней интервальной мощности;

– периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор

сведений о состоянии средств измерений и результатов измерений приращений электрической

энергии с заданной дискретностью учета (30

мин), привязанных к шкале координированного

времени;

– автоматическое

сохранение

результатов измерений в

специализированной базе дан-

ных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервиро-

вание баз данных) и от несанкционированного доступа; предоставление по запросу контрольно-

го доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серве-

ра организаций – участников оптового рынка электрической энергии;

– передача результатов измерений в ПАК ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» Туль-

ское РДУ, ОАО «Квадра» в рамках согласованного регламента;

– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся

в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне

(установка пломб, паролей и т.п.);

– диагностика и

мониторинг функционирования технических

и программных

средств

АИИС КУЭ;

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

– автоматическое ведение системы единого времени (СОЕВ) в АИИС КУЭ (коррекция

времени).

АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую систему с централизованным управле-

нием и распределенной функцией измерений.

Первый уровень системы – уровень ИИК. Уровень ИИК состоит из установленных на

объекте измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, микропроцес-

сорных счётчиков электрической энергии, подключенных к измерительным трансформаторам.

Для передачи измерительной информации со счетчиков электрической энергии на уровень

ИВКЭ используется интерфейс RS-485.

Второй уровень системы – уровень ИВКЭ. ИВКЭ выполняет функции сбора со счетчи-

ков электрической энергии, хранения и передачи информации на уровень ИВК. Уровень ИВКЭ

построен на базе УСПД Сикон С70. Данные на верхний уровень будут передаваться с УСПД

Сикон С70 через коммутатор сети Ethernet и на установленный на Сервере БД GSM-модем, по-

средством основного канала (сеть Ethernet) и резервного канала (сеть GSM) соответственно.

Третий уровень системы – уровень ИВК. Уровень ИВК состоит из сервера баз данных

АИИС КУЭ (SQL-сервера) и аппаратуры приема-передачи данных. К этому же уровню АИИС

КУЭ относятся автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы. АРМ функ-

Лист № 2

Всего листов 7

ционируют на

IBM PC совместимых компьютерах в среде Windows ХР. АРМ подключаются

к SQL-серверу через ЛВС по протоколу TCP/IP.

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следую-

щей информации:

– отпускилипотреблениеактивнойиреактивноймощности,усредненной

за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

– показатели режимов электропотребления;

– максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и сут-

кам;

– допустимый и фактический небаланс электрической энергии за установленный ин-

тервал времени.

Уровень СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает

автоматическую синхронизацию времени во всех компонентах системы, где это необходимо.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами

в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают

на измерительные входы счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии

мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным

значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической

энергии вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной

мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл

по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала времени измерений и 30-минутные дан-

ные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений

передаются в целых числах кВт

ч.

УСПД, с периодичностью от 1 до 3 минут, по проводным линиям связи считывает зна-

чения мощности и текущие показания счетчиков электрической энергии, также в нём осущест-

вляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформа-

ции ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1, так как это позво-

ляет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфи-

гурирования) и хранение измерительной информации.

Сервер, с периодичностью один раз в 30 минут, по сети Ethernet опрашивает УСПД и

считывает с них показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий. Счи-

танные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

Сервер, в автоматическом или ручном режиме 1 раз в сутки считывает из базы данных

получасовые значения электрической энергии, формирует и отправляет по выделенному каналу

связи сети Internet отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит:

– ПО Microsoft Windows Server Standart 2003;

– ПО Microsoft SQL Server Standart 2005;

– ПО Microsoft Windows ХР;

– ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в табли-

це 1.

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений

соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

ПО не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Лист № 3

Всего листов 7

Наименование

программного

обеспечения

Идентифика-

ционное наиме-

нование про-

граммного обес-

печения

Цифровой идентифи-

катор программного

обеспечения

Алгоритм

вычисле-

ния циф-

рового

идентифи-

катора

Set4TMSynchro.dll

1.0.0.0

085bf24a7aa58306

b4f7cf5ce9a7a513

MD5

SETRec.exe

1.0.0.0

6cafcf89e5134db2

79d5e48a2c0e37c0

MD5

SiconS10.dll

1.0.0.0

13dab938339a6e14

f976df51c10da89c

MD5

TimeSynchro.exe

1.0.0.0

78b080c2c0620991

159cc9067f9835fd

MD5

SCPAuto.exe

1.0.0.0

2fe9717659cef6ca

47686cf8ab179e94

MD5

Set4tm02.dll

1.0.3.x

dc776cec9d41ac7c

ae5277357558d788

MD5

Schedule.exe

1.0.0.0

MD5

Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения

Номер вер-

сии (иден-

тифика-

ционный

номер) про-

граммного

обеспечения

Драйвер син-

хронизации

времени сер-

вера со счет-

чиками СЭТ-

4ТМ

Программа

организации

канала связи

сервера со

счетчиками

Программа

драйвер рабо-

ты сервера с

контроллером

Сикон С70

Программа

синхрониза-

ции времени

устройств и

сервера

Программа

автоматизи-

рован-ного

сбора

Программа

драйвер рабо-

ты сервера со

счетчиками

СЭТ- 4ТМ

Программа

планировщик

6d4c97fe04fa575f

c8ede917fea34abb

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики при-

ведены в таблице 2.

Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики.

Вид

электро-

энергии

Погрешность

в рабочих услови-

ях, %

ЗНОЛ.06-10

10500/100

КТ 0,2

№ 3344-08

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

№ 36697-08

UKM24-3

15000/100

КТ 0,2

№ 34018-07

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

№ 36697-08

Сикон

С70

№28822-

SQL-сервер,

аппаратура

приема-

передачи

данных,

автоматизи-

рованные ра-

бочие места

№

trial Наименование

изме-объекта

рений

Состав измерительных каналов (тип, коэффициент, класс точности, реги-

страционный номер в реестре федерального информационного фонда РФ)

1 уровень2 уровень3 уровень

ТТТН Счетчик УСПД ИВК

GSR 450/290

НГРЭС5000/5

ГПТУ №9 КТ 0,2S

№25477-08

ТШЛ-20-I

НГРЭС8000/5

ГПТУ №8 КТ 0,2S

№36053-07

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная;

– активная

прямая;

– активная

обратная;

– реактивная

прямая;

– реактивная

обратная;

1.а.о

= ± 0,8;

2.а.о

= ± 0,7;

1.р.о

= ± 1,1;

2.р.о

= ± 1,0;

1.а.р

= ± 1,0;

2.а.р

= ± 0,9;

1.р.р

= ± 1,8;

2.р.р

= ± 1,8.

1.а.о

= ± 0,8;

2.а.о

= ± 0,7;

1.р.о

= ± 1,1;

2.р.о

= ± 1,0;

1.а.р

= ± 1,0;

2.а.р

= ± 0,9;

1.р.р

= ± 1,8;

2.р.р

= ± 1,8.

Лист № 4

Всего листов 7

Лист № 5

Всего листов 7

– электрической энергии

– электрической мощности

Номинальная функция преобразования при измерении:

(

)

ТН

ТТ

(

)

ТН

ТТ

где: N – число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энер-

гии, имп;

А – постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт∙ч (квар∙ч);

тн

– коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (ТН);

тт

– коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (ТТ);

– время интегрирования, мин.

В столбце 9 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности

при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:

1.а.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-

ской энергии при I = 0,1·I

ном

для cosφ = 0,8;

2.а.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-

ской энергии при I = I

ном

для cosφ = 0,8;

1.р.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электриче-

ской энергии при I = 0,1·I

ном

для sinφ = 0,6;

2.р.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электриче-

ской энергии при I = I

ном

для sinφ = 0,6;

1.а.р

– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии

в рабочих условиях применения при I = 0,1·I

ном

для cosφ = 0,8;

2.а.р

– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии

в рабочих условиях применения при I = I

ном

для cosφ = 0,8;

1.р.р

– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-

гии при в рабочих условиях применения I = 0,1·I

ном

для sinφ = 0,6;

2.р.р

– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-

гии в рабочих условиях применения при I = I

ном

для sinφ = 0,6.

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы време-

ни UTC± 5 с.

Нормальные условия применения:

– температура окружающего воздуха, °Сот 21 до 25; –

относительная влажность воздуха, %от 30 до 80; –

атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.)от 84 до 106;

– напряжение питающей сети переменного тока, Вот 215,6 до 224,4;

– частота питающей сети переменного тока, Гцот 49,85 до 50,15;

– индукция внешнего магнитного поля, мТл не более0,05.

Рабочие условия применения:

– напряжение питающей сети переменного тока, Вот 198 до 242;

– частота питающей сети, Гцот 49 до 51;

– температура (для ТН и ТТ), °Сот –35 до 40;

– температура (для счетчиков)от 5 до 35;

– температура (для сервера, АРМ, каналообразующего

и вспомогательного оборудования), °Сот 10 до 40;

– индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТлот 0 до 0,5.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

– счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не

менее 140000 часов;

– УСВ-1 – среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Лист № 6

Всего листов 7

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

– для счетчика Тв < 2 часа;

– для УСПД Тв < 2 часа;

– для сервера Тв < 1 час;

– для компьютера АРМ Тв < 1 час;

– для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

– клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для

пломбирования;

– панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механиче-

скими пломбами;

– наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых па-

ролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

– организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает иденти-

фикацию пользователей и эксплуатационного персонала;

– защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

– фактов параметрирования счетчика;

– фактов пропадания напряжения;

– фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

– счетчиках (функция автоматизирована);

– сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

– счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направ-

лениях – не менее 113,7 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;

– УСПД – суточные данные о тридцатиминутных

приращениях электрической энергии

по каждому каналу и электрической энергии потребленной за месяц по каждому каналу –

не менее 45 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

– ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -

не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится с помощью принтера на титульные листы (место нанесения – вверху справа) экс-

плуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную

коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) производственного подразделения Филиала

ОАО «Квадра» – «Тульская региональная генерация» – Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ

190 МВт.

Комплектность средства измерений

Комплектность cистемы автоматизированной информационно-измерительной коммер-

ческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) производственного подразделения Филиала ОАО

«Квадра» – «Тульская региональная генерация» – Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190

МВт определяется проектной документацией на АИИС КУЭ.

Поверка

проводится по документу МП 50739-12 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) производственного подраз-

деления Филиала ОАО «Квадра» – «Тульская региональная генерация» – Новомосковская

ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт. Методика поверки», утверждённому руководителем ГЦИ СИ

ФБУ «Пензенский ЦСМ» 16.07.2012 г.

Лист № 7

Всего листов 7

Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:

– мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измере-

ний угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 º. Пределы допускаемой относительной

погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 %

(в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне изме-

рений от 0,25 до

7,5 А). Пределы допускаемой

абсолютной

погрешности измерений частоты ±

0,02 Гц;

– радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени

со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Производ-

ственного подразделения филиала ОАО «Квадра» – «Тульская региональная генерация» – Но-

вомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт. Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 10 –

2012 от 16.07.2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии про-

изводственного подразделения Филиала ОАО «Квадра» – «Тульская региональная гене-

рация» – Новомосковская ГРЭС энергоблок ПГУ 190 МВт

1. ГОСТ 22261-94. Средства измерений электрических и

магнитных величин. Общие

технические условия.

2. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-

новные положения.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ОАО «Ивэлектроналадка»

Юридический адрес: 153002, г. Иваново, ул. Калинина, 5.

Почт. адрес: 153032, г. Иваново, ул. Ташкентская, д.90.

Тел. (4932) 230-230. Тел./факс (4932) 29-88-22.

Испытательный центр

ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр

стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)

Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20;

www.penzacsm.ru

Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail:

pcsm@sura.ru

Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Государ-

ственном реестре средств измерений под № 30033-10.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ. В. Булыгин

М.п.«___» _______________ 2013 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
57228-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "МН "Дружба" по НПС "Десна"	Нет данных	ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир	4 года	Перейти
81024-21	Система измерений количества и показателей качества нефти СИКН №115 ПСП "Юргамыш" ЛПДС "Юргамыш"		Акционерное общество "Нефтеавтоматика" (АО "Нефтеавтоматика"), Республика Башкортосстан, г. Уфа, ул. 50-летия Октября, д. 24	1 год	Перейти
59563-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Означенное-районная"	Нет данных	ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти
79798-20	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Черноморская		Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва	4 года	Перейти
69300-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Варваровка	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений