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
"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
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала "Красноярская ТЭЦ-2" ОАО "Енисейская ТГК (ТГК-13)" Нет данных, ГРСИ 53620-13
Номер госреестра:
53620-13
Наименование СИ:
Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала "Красноярская ТЭЦ-2" ОАО "Енисейская ТГК (ТГК-13)"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
на 5 шт. с зав.№ 15, 16, 23, 24, 26
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 50880
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Каналыизмерительныесистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала «Красноярская
ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»
Назначение средства измерений
Каналы измерительные системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии филиала «Красноярская ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская
ТГК (ТГК-13)» (далее по тексту – ИК АИИС КУЭ) предназначены для измерения активной и
реактивной электроэнергии составе АИИС КУЭ филиала «Красноярская ТЭЦ-2» ОАО
«Енисейская ТГК (ТГК-13)» номер в Государственном реестре средств измерений (далее №
ГР) 43859-10.
Описание средства измерений
ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-ый уровень – уровень информационно-измерительных комплексов (ИИК), включает
в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (К
Т
) 0,5 по ГОСТ 7746-
2001, трансформаторы напряжения (ТН) К
Т
= 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и
реактивной электроэнергии ЕвроАльфа К
Т
= 0,5S по ГОСТ Р 52323 (в части активной элек-
троэнергии) и К
Т
= 1,0 по ГОСТ Р 53425 (в части реактивной электроэнергии), вторичные
электрические цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень – уровень информационно-вычислительного комплекса электроуста-
новки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С1
(№ ГР 15236-03), и коммутационное оборудование.
3-ий уровень – уровень
информационно-вычислительного комплекса (ИВК), вклю-
чающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных (БД), устройство син-
хронизации системного времени УСВ-1 (№ ГР 28716-05), автоматизированное рабочее место
(АРМ) пользователей и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые унифицированные сигналы,
которые по проводным линиям связи
поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные зна-
чения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. Измерения электроэнергии
выполняются путем интегрирования по времени мощности контролируемого присоединения.
Измерения активной мощности (Р) счетчиком выполняется путём перемножения
мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных зна-
чений мгновенной мощности (р) по периоду основной частоты сигналов.
Счетчик производит измерения действующих (среднеквадратических) значений на-
пряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S
=
U
´
I . Реактивная мощность
(Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q
=
S
2
-
P
2
. Электрическая энергия, как ин-
теграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 1 час. Средняя актив-
ная (реактивная) электрическая
мощность вычисляется как среднее значение вычисленных
мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 1 час.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на вход
УСПД, где осуществляется перевод измеренных значений в именованные физические вели-
чины с учетом постоянной счетчика, а также умножение на коэффициенты трансформации
ТТ (
К
i
), и ТН(
К
u
), формирование и хранение измерительной информации, передача результа-
Лист № 2
Всего листов 6
тов измерений через GSM-модемы в сервер БД.
Синхронизация часов счетчиков ИК производится при каждом обращении к ИИК
существующей АИИС КУЭ филиала «Красноярская ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская ТГК
(ТГК-13)».
Программное обеспечение
Каналы измерительные АИИС КУЭ филиала «Красноярская ТЭЦ-2» ОАО
«Енисей-
ская ТГК (ТГК-13)» функционируют под управлением программного комплекса «Пирамида
2000», входящего в состав АИИС КУЭ.
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в табл. 1.
Таблица 1 — Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование программного
модуля
Наименование
файла
Значение
хэш-кода
d79874d10fc2b156
a0fdc27e1ca480ac
Metrology.dll
ParseBin.dll
f557f885b7372613
28cd77805bd1ba7
ParseIEK.dll
ParseModbus
.dll
ParsePiramida
.dll
ecf532935ca1a3fd
3215049af1fd979f
SynchroNSI.
dll
530d9b0126f7cdc2
3ecd814c4eb7ca09
ПО
«Пирамида
2000»
3.0
09.09.2011
VerifyTime.
dll
1ea5429b261fb0e2
884f5b356a1d1e75
НаименованиеВерсия
программного программного
обеспеченияобеспечения
Модуль вычисления значений
энергии и мощности по группам
точек учета
CalcClients.dll
e55712d0b1b21906
5d63da949114dae4
Модуль расчета небаланса энер-
гии/мощности
CalcLeakage. b1959ff70be1eb17
dll c83f7b0f6d4a132f
CalcLosses.dll
Модуль вычисления значений
энергии потерь в линиях и транс-
форматорах
Общий модуль функций расчета
различных значений и проверки
точности вычислений
52e28d7b608799bb
3ccea41b548d2c83
48e73a9283d1e664
94521f63d00b0d9f
Модуль обработки значений фи-
зических величин, передава-емых
в бинарном протоколе
Модуль обработки значений фи-
зических величин, передаваемых
по протоколам семейства МЭК
Модуль обработки значений фи-
зических величин, переда-ваемых
по протоколу Modbus
c391d64271acf405
5bb2a4d3fe1f8f486
Модуль обработки значений фи-
зических величин, переда-ваемых
по протоколу Пирамида
Модуль формирования расчетных
схем и контроля целостности дан-
ных НСИ
Модуль расчета величины рассин-
хронизации и значений коррекции
времени
Программное обеспечение (ПО) имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных и
преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010. Влияние ПО на метрологиче-
ские характеристики АИИС КУЭ отсутствует.
Метрологические и технические характеристики
Технические характеристики ИК приведены в табл. 2, которая содержит перечень и
состав 1-го уровня ИК с указанием наименования присоединений и измерительных
компонентов.
Лист № 3
Всего листов 6
Таблица 2 — Перечень и состав 1-го уровня ИК
Т
ЕА05RL-B-4,
К = 0,5S / 1,0; №
ГР16666-97
Активная,
реактивная
Активная,
реактивная
Активная,
реактивная
23
КРУ 6 кВ
ТП-289 ввод 1
Т
ЕА05RL-B-4,
К = 0,5S / 1,0; №
ГР16666-97
Активная,
реактивная
24
КРУ 6 кВ
ТП-289 ввод 2
Т
ЕА05RL-B-4,
К = 0,5S / 1,0; №
ГР16666-97
НТМИ-6-66, 1 ед.
К
Т
= 0,5; К
i
= 6000/100;
№ ГР 2611-70
Активная,
реактивная
Состав 1-го уровня ИК
№ Наименование
ИК присоединения
Счетчик
электроэнергии
Трансформатор то-Трансформатор
ка (ТТ) напряжения (ТН)
Вид
электроэнер-
гии
РУ-0,4 кВ
26
ООО «Де Мар-
ко»
Тi
ТОП-0,66, 3 ед.
К = 0,5; К = 200/5;
–
№ ГР 15174-06
РУСН 0,4 кВ
15Тепловозное
депо ввод 1
ТТi
ЕА05RL-P2B-4W,ТОП-0,66, 3 ед.
К = 0,5S / 1,0; № К = 0,5; К = 200/5;
–
ГР16666-97№ ГР 15174-06
РУСН 0,4 кВ
16Тепловозное
депо ввод 2
ТТi
ЕА05RL-P2B-4W,ТОП-0,66, 3 ед.
К = 0,5S / 1,0; № К = 0,5; К = 200/5;
–
ГР16666-97№ ГР 15174-06
ТВК-10, 3 ед.
К
Т
= 0,5; К
i
= 100/5;
№ ГР 8913-82
НТМИ-6-66, 1 ед.
К
Т
= 0,5; К
i
= 6000/100;
№ ГР 2611-70
ТЛМ-10, 3 ед.
К
Т
= 0,5; К
i
= 100/5;
№ ГР 2473-05
Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
приведены в табл. 3 и 4.
Таблица 3 – Пределы допускаемой относительной погрешности ИК активной электроэнергии
Номер
ИК
Коэффициент
мощности сos(φ)
±δ
5%Р
, [ %]
W
PI5%
≤W
Pизм
<W
PI20%
±δ
20%Р
, [ %]
W
PI20%
≤W
Pизм
<W
PI100%
±δ
100 %Р
, [ %]
W
PI100%
≤W
Pизм
<W
PI120%
15, 16,
26
23, 24
0,5
0,8
0,866
1
0,5
0,8
0,866
1
5,5
3,0
2,6
1,9
5,5
3,1
2,7
2,0
3,0
1,9
1,7
1,2
3,1
2,0
1,8
1,4
2,2
1,6
1,4
1,1
2,3
1,7
1,5
1,2
Таблица 4 – Пределы допускаемой относительной погрешности ИК реактивной электроэнергии
Номер
ИК
±δ
5%Q
, [ %]
W
QI5%
≤W
Qизм
<W
QI20%
±δ
20%Q
, [ %]
W
QI20%
≤W
Qизм
<W
QI100%
±δ
100 %Q
, [ %]
W
QI100%
≤W
Qизм
<W
QI120%
15, 16,
26
23, 24
Коэффициент
мощности
sin(φ) / сos(φ)
0,5 / 0,866
0,8 / 0,6
0,866 / 0,5
0,5 / 0,866
0,8 / 0,6
0,866 / 0,5
6,4
4,0
3,2
4,2
3,2
2,8
3,7
2,6
2,3
2,7
2,3
2,1
2,9
2,3
2,1
2,4
2,2
2,1
где δ [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети от-
носительно I
ном
5% (δ
5 %P
,δ
5%Q
), 20% (δ
20 %P
,δ
20%Q
) и 100% (δ
100 %P
,δ
100%Q
);
W
изм
- значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минут-
Лист № 4
Всего листов 6
ный интервал времени в диапазоне измерений с границами 5% (W
PI5%
, W
QI5%
),
20% (W
PI20%
, W
QI20%
), 100% (W
PI00%
, W
QI100%
) и 120% (W
PI120%
, W
QI120%
).
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения приращения элек-
троэнергии и средней мощности за 1 час.
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соот-
ветствующие вероятности 0,95.
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4. Нормальные условия эксплуатации ИК АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха
- сила тока
- напряжение
- коэффициент мощности cos (φ) / sin (φ)
- частота питающей сети, Гц
20±5 °С
1±0,2 I
ном
1±0,02 U
ном
0,866 инд. / 0,5 инд.
от 49,5 до 50,5
5. Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:
- температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С
от -40 до +50
от -40 до +70
от I
мин
до 120
от 90 до 110
0,5 инд. – 1 – 0,5 емк.
- температура окружающего воздуха для счетчиков, °С
- сила тока, % от номинального (I
ном
)
- напряжение, % от номинального (U
ном
)
- коэффициент мощности [cos (φ)]
- частота питающей сети, Гц
от 47,5 до 52,5
6. Погрешность в рабочих условиях указана:
- для силы тока I от I
ном
= 0,05; 0,20; 1;
- для cos (φ) [sin (φ)] = 0,5 [0,866], 0,8 [0,6], 0,866 [0,5], 1, и
- для температуры окружающего воздуха в точках измерений от 0 до +35 °С.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на ана-
логичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у пере-
численных в табл. 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке.
Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в ИК АИИС КУЭ компонентов:
-
трансформаторы тока - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400 000 ч,
средний срок службы t
сл
= 30 лет;
-
трансформаторы напряжения - среднее время наработки на отказ не менее Т = 440
000 ч, средний срок службы t
сл
= 25 лет;
-
счетчики ЕвроАльфа - среднее время
наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч,
среднее время восстановления t
в
= 24 ч;
-
УСПД СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, сред-
ний срок службы t
сл
= 15 лет.
Надежность системных решений:
-
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-
даваться в организации-участники ОРЭМ посредством сети сотовой связи стандарта GSM. В
случае аварийного отсутствия связи предусмотрен сбор информации непосредственно со
счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загруз-
кой ее в базу данных ИВК с помощью ПО «AlphaPlus»;
Лист № 5
Всего листов 6
-
в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
-
параметрирования;
-
отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-
корректировки часов.
Защищенность применяемых компонентов:
-
путем пломбирования счетчиков электроэнергии пломбировочной проволкой и
пломбой спереди;
-
путем пломбирования трансформаторов тока пломбой в 2-х местах на месте креп-
ления задней крышки;
-
путем пломбирования УСПД сбоку пломбой в 3-х местах;
-
путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, раз-
мещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах;
-
наличием системы паролей для доступа к изменению параметров и данных счетчи-
ков.
Глубина хранения информации в счетчиках:
-
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток;
-
при отключении питания - не менее 5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-
ции ИК АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность ИК АИИС КУЭ приведена в табл. 5.
Таблица 5 — Комплектность ИК АИИС КУЭ
Наименование
1 Трансформатор тока
2 Трансформатор тока
3 Трансформатор тока
4 Трансформатор напряжения
5 Электросчетчик
6 Электросчетчик
7 Устройство сбора и передачи данных
ОбозначениеКол-во
ТОП-0,66 9
ТВК-10 3
ТЛМ-10 3
НТМИ-6-66 2
EA05RL-B-4 3
EA05RL-P2B-4W 2
СИКОН С11
8 Устройство синхронизации системного времени УСВ-11
9 Паспорт-формуляр
10 Методика поверки
11 Методика (методы) измерений
86619795.422231.154.ФО 1
07-45/010 МП 1
—1
Поверка
осуществляется по документу 07-45/010 МП «ГСИ. Каналы измерительные системы автома-
тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала
«Красноярская ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)», утвержденному 30.01.2013 г. ФБУ
«Красноярский ЦСМ
Основные средства поверки:
-
трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
-
трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ
8.216-2011;
Лист № 6
Всего листов 6
-
вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки, изложенной в разделе «7
Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной с ГЦИ СИ
Тест-С.-Петербург в декабре 2004 г.;
– переносной компьютер с ПО «AlphaPlus».
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений содержится в документе «Методика измерений активной и реак-
тивной электрической энергии с использованием измерительных комплексовфилиала
«Красноярская ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Методика аттестована ФБУ
«Красноярский ЦСМ, свидетельство об аттестации № 16.01.00291.014-2012 от 14.12.2012 г.
Нормативные и технические документы
, устанавливающие требования к АИИС
КУЭ
филиала «Красноярская ТЭЦ-2» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»
1.
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
2.
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
3.
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4.
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
5.
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов
точности 0,2S и 0,5S».
6.
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений - осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «Техпроминжиниринг»
660127, г. Красноярск, ул. Мате Залки, 4 "Г",
тел.: (391) 277-66-00, тел./факс: (391) 277-66-00
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Государственный
региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Красноярском крае»
660 093, г. Красноярск, ул. Вавилова, 1-А
тел.: (391) 236-30-80, факс: (391) 236-12-94
Аттестат аккредитации № 30073-10 от 20.12.2010 г. действителен до 01 января 2016 года.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по техническому
регулированию и метрологии
Ф.В. Булыгин
«___» _____________ 2013 г.
М.п.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 59881-15 | Системы весоизмерительные | Центран | ЗАО "Весоизмерительная компания "Тензо-М", пос.Красково | 1 год | Перейти |
| 74050-19 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (ООО "Завод ТЕХНО" г. Белгород) | Нет данных | ООО "Альфа-Энерго", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 59011-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности жилого дома со встроено-пристроенными помещениями предприятий торговли и гаража по адресу: г. Санкт-Петербург, ул. Туристская, уч.4 | Нет данных | ООО "Оператор коммерческого учета", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 50494-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Урульга" Забайкальской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Забайкальского края | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 38281-08 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций ОАО "Российские Железные Дороги" в границах ОАО "Дагэнерго" | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
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
"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
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
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