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 коммерческого учета электроэнергии "Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1", "Казанская ТЭЦ-3, КЛ 10-кВ, ЖБИ-2" Нет данных, ГРСИ 54937-13
Номер госреестра:
54937-13
Наименование СИ:
Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии "Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1", "Казанская ТЭЦ-3, КЛ 10-кВ, ЖБИ-2"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
Филиал "Казанская ТЭЦ" ОАО "ТГК-16", г.Казань
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 1
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 52389
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Казанская
ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1», «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2»
Назначение средства измерений
Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ-3,
КЛ-10 кВ, ЖБИ-1», «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2» (далее ИК) предназначены для
измерения активной и реактивной электрической энергии, а также времени в шкале
UTC(SU) совместно ссистемой автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «ТГК-16»
(далее АИИС КУЭ) (Г.р. № 45275-10).
Описание средства измерений
ИК выполняют следующие функции:
-
выполнение измерений 30-минутных приращений активной иреактивной
электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
-
периодический (1 раз в сутки) и /илипо запросу автоматический сбор
привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений
электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
-
хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;
-
обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
-
разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и
фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
-
подготовка данных в ХML формате для их передачи по электронной почте
внешним организациям,
-
предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о
состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
-
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
-
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных
средств ИК;
-
конфигурирование и настройку параметров ИК;
-
ведение системы единого времени (коррекция времени).
ИК включают три уровня:
-
1-й уровень – информационно-измерительные комплексы точек измерений
(ИИК ТИ);
-
2-й уровень – измерительно-вычислительные комплексы электроустановок
(ИВКЭ);
-
3-ий уровень – измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями;
трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного
преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются
счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным
значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика
вычисляютсямгновенныезначениямощности,вычислениеактивноймощности
осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных
значенийэлектрической мощности; полной мощности путемперемножения
Лист № 2
Всего листов 7
среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из
измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности
преобразуютсявчастотуследованияимпульсовтелеметрии,числокоторых
подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах
счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВКЭ объединяет ИИК ТИ и обеспечивает с помощью контроллера сетевого
индустриального «СИКОН С1» (Г.р. № 15236-03) сбор результатов измерений со
счетчиков, их хранение и передачу на уровень ИВК.Контроллер «СИКОН С1»
обеспечивает синхронизацию часов счетчиков электрической энергии, опрашиваемых им.
В качестве ИВК АИИС используется комплекс измерительно-вычислительный
«ИКМ-Пирамида» (Г.р. 45270-10).
ИВК осуществляет: сбор, обработку и хранение в базе данных АИИС результатов
измерений и журналов событий счетчиков; измерение времени в шкале UTC(SU);
синхронизацию часов контроллера «СИКОН С1» в составе ИВКЭ; ведение журналов
событий.
ИВК обеспечивает перемножение результатов измерений, полученных от УСПД,
на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и журналов
событий в базе данных и передачу результатов измерений во внешние системы, в том
числе в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - «ОДУ Средней Волги» в информационные
системы смежных субъектов оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация
RFC 821) в формате XML 1.0.
Уровни ИВКЭ и ИВК являются общими с АИИС КУЭ.
Уровни ИИК ТИ и ИВКЭ соединены между собой шиной интерфейса RS-485. В
качестве связующего компонента для соединения уровней ИВКЭ и ИВК используется
маршрутизатор «СИКОН С30».
Система обеспечения единого времени работает следующим образом. ИВК
«ИКМ-Пирамида», получает шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов системы
GPS с использованием устройства синхронизации системного времени УСВ-1. ИВК
«ИКМ-Пирамида» обеспечивает синхронизацию часов контроллера «СИКОН С1» не реже
одного раза в сутки. Контроллер «СИКОН С1» один раз в сутки обеспечивает
синхронизацию часов счетчиков, подключенных к нему.
Таблица 1 – Перечень измерительных каналов и их состав
№НаименованиеВид СИ, класс точности,Тип, модификация
ИК ИКкоэффициент преобразования,
№ Госреестра СИ
1.42КазанскаяТТКТ 0,5; Г.р. № 21236-10;АТОЛ-СЭЩ-10
ТЭЦ-3, Ктт=400/5
СТОЛ-СЭЩ-10
КЛ-10 кВ,
ТНКТ 0,5; Г.р. № 831-53;АНТМИ-10-66
ЖБИ-1
Ктн=10000/100
В
С
СчетчикКТ 0,2S/0,5, Г.р. № 20175- СЭТ-4ТМ.02.2
01, Ксч=1
УСПДГ.р. № 15236-03, Куспд=1СИКОН С1
ИВКГ.р. №45270-10,ИКМ-Пирамида
Кивк=8000
Лист № 3
Всего листов 7
№Наименование
ИК ИК
Тип, модификация
Вид СИ, класс точности,
коэффициент преобразования,
№ Госреестра СИ
ТТ КТ 0,5; Г.р. № 21236-10;
Ктт=400/5
ТН КТ 0,5; Г.р. № 831-53;
Ктн=10000/100
СчетчикКТ 0,2S/0,5, Г.р. № 20175-
01, Ксч=1
АТОЛ-СЭЩ-10
СТОЛ-СЭЩ-10
АНТМИ-10-66
В
С
СЭТ-4ТМ.02.2
УСПДГ.р. № 15236-03, Куспд=1
СИКОН С1
1.43Казанская
ТЭЦ-3,
КЛ-10 кВ,
ЖБИ-2
ИВКГ.р. №45270-10,
Кивк=8000
ИКМ-Пирамида
Программное обеспечение
В ИК используется программное обеспечение, установленное на ИВК «ИКМ-
Пирамида».Вкачествеприкладногопрограммногообеспеченияиспользуется
программный комплекс «Пирамида 2000», состоящий из средств сбора данных, серверной
части, клиентской части и служебных программ.
В программном комплексе «Пирамида 2000» метрологически значимая часть
выделена в виде отдельных библиотек. Идентификационные признаки метрологически
значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2- Идентификационные признаки метрологически значимого
программного обеспечения
Номер
версии
програм-
много
Идентифика-ЦифровойАлгоритм
ционноеидентифи- вычис-
Наименование программногонаименованиекаторления
обеспеченияпрограммного программного цифрового
обеспечения
обеспечения
обеспечения идентифи-
катора
Пирамида 2000. Расчет групп
PClients.dll
1.0.0.78aa457ea619bd MD5
2eb958a07992
83c5942
Пирамида 2000. Расчёт
PCurrentValues.dll
1.0.0.092873d5f6a941 MD5
текущих значений 9375b16fb85db
a2845f
Пирамида 2000. Заполнение
PFillProfile.dll
1.0.0.0b018c69614cbe MD5
отсутствующего профиля 1756c044b5d1
b372aa3
Пирамида 2000. Фиксация
PFixData.dll
1.0.0.0909784376361 MD5
данных 44d224d16440
0fa9a3e3
Пирамида 2000. Расчёт
PFixed.dll
1.1.0.041d3880316ec MD5
зафиксированных показаний be528edfee9d9
из профиля мощности120960c
Пирамида 2000. Расчёт
PProcess.dll
2.0.2.025f470ad653a2 MD5
базовых параметров 950e0203dfa1e
b77b5c
Лист № 4
Всего листов 7
Номер
версии
програм-
много
Идентифика-ЦифровойАлгоритм
ционноеидентифи- вычис-
Наименование программногонаименованиекаторления
обеспеченияпрограммного программного цифрового
обеспечения
обеспечения
обеспечения идентифи-
катора
Пирамида 2000. Замещение
PReplace.dll
1.0.0.0d542ccbe6cd77 MD5
данных 4e12f3b1c000c
67cfb5
Пирамида 2000. Расчёт
PRoundValues.dll
1.0.0.06e9e0f928b2dd MD5
целочисленного профиля 32c32e4dd68e8
37fc5f
Пирамида 2000. Расчёт
PValuesFromFixed
1.0.0.06afb8a4f07db3 MD5
мощности/энергии из
. dll
c8226a22334c7
зафиксированных показаний 328ac7
Пирамида 2000. Драйвер для
SET4TM02.dll
1.0.0.64dccb4f201694 MD5
счётчиков СЭТ-4TM.03М и eb15ed1037a2f
СЭТ-4TM.021f3126
Пирамида 2000. Драйвер
для
SiconS10.dll
-
e22e76746b4f4 MD5
контроллеров типа СИКОН bf21601eadbdf
С10517169
Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных и
преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не
превышает единицы младшего разряда результата измерений.
Метрологические и технические характеристики
Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при
доверительной вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической
энергии ......................................................................................................приведены в таблице 3
Границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности
Р=0,95 при измерении активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях
применения ..............................................................................................приведены в таблице 3
Предел допускаемого значения поправки часов счетчиков электрической энергии
относительно шкалы времени UTC(SU) не более, с...............................................................± 5
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и
приращений электрической энергии, минут ............................................................................30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут .....................................30
Формирование XML-файла для передачи внешним системам........................автоматическое
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения
измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных ..автоматическое
Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК не менее, лет.....................3,5
Глубина хранения результатов измерений в ИВКЭ не менее, суток.....................................45
Глубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток.................................90
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ .......................................автоматическое
Рабочие условия применения компонентов ИК:
температура окружающего воздуха для:
измерительных трансформаторов,
°
С ............................................................от минус 45 до 40;
для счетчиков, связующих компонентов,
°
С..............................................................от 0 до 40;
для оборудования ИВК,
°
С........................................................................................от 10 до 35;
Лист № 5
Всего листов 7
частота сети, Гц.....................................................................................................от 49,5 до 50,5;
напряжение сети питания (относительного номинального значения U
ном
), % ..от 90 до 110;
индукция внешнего магнитного поля, мТл.............................................................не более 0,5.
Допускаемые значения информативных параметров:
ток, % от I
ном
................................................................................................................от 5 до 120;
напряжение, % от U
ном
..............................................................................................от 90 до 110;
коэффициент мощности, cos
j
.............................................................. 0,5 инд. – 1,0 – 0,8 емк.
Таблица 3. Границы допускаемой основной относительной погрешности ИК при
измерении активной (δ
Wо
A
) электрической энергии, границы допускаемой погрешности
ИК при измерении активной (δ
W
A
) и реактивной (δ
W
Р
) электрической энергии в рабочих
условиях применения.
I, % от
Iном
ИК № 1.42, 1.43
δ
Wо
A
, %δ
W
A
, %δ
W
P
, %
5
5
5
5
20
20
20
20
100, 120
100, 120
100, 120
100, 120
Коэффи-
циент
мощности
0,5
0,8
0,865
1
0,5
0,8
0,865
1
0,5
0,8
0,865
1
± 5,4± 5,4± 2,7
± 2,9± 2,9± 4,5
± 2,5± 2,6± 5,6
± 1,8± 1,8 -
± 2,9± 3,0± 1,6
± 1,6± 1,7± 2,5
± 1,4± 1,5± 3,0
± 1,1± 1,1 -
± 2,2± 2,2± 1,3
± 1,2± 1,3± 1,9
± 1,1± 1,2± 2,3
± 0,85± 0,90-
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныйлистформуляра
И1 111.231.425210.13ФО «Каналы измерительные коммерческого учета электроэнергии
«Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1», «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2».
Формуляр».
Комплектность средства измерений
Комплектность ИК приведена в таблице 4.
Таблица 4 – Комплектность ИК
Наименование
Тип, модификация
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
Контроллер сетевой индустриальный
Комплекс информационно-вычислительный
Каналы измерительные коммерческого учета
электроэнергии«Каналыизмерительные
коммерческого учета электроэнергии
«Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1»,
«Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2».
Формуляр
ТОЛ-СЭЩ-10
НТМИ-10-66
СЭТ-4ТМ.02.2
СИКОН С1
ИКМ-Пирамида
И1 111.231.425210.13ФО
Кол-во,
шт.
4
2
2
1
1
1
Лист № 6
Всего листов 7
Наименование
Тип, модификация
Каналы измерительные коммерческого учета
электроэнергии«Каналыизмерительные
коммерческого учета электроэнергии
«Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1»,
«Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2».
Методика поверки
И1 111.231.425210.13Д1
Кол-во,
шт.
1
Поверка
осуществляется по документу И1 111.231.425210.13Д1
«Каналы измерительные
коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1», «Казанская
ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» в
апреле 2013 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативныйТП2-2У
(Г. р. № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Г. р. № 20085-11), вольтамперфазометр «Парма
ВАФ-А» (Г. р. № 22029-10), измеритель комплексных сопротивлений электрических
цепей «Вымпел» (Г. р. № 23070-05), тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава средств
передачи эталонных сигналов времени и частоты ГСВЧ (поправка системных часов
не
более ± 10 мкс).
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со
следующими нормативными и техническими документами по поверке:
-
измерительные трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217;
-
измерительные трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216;
-
счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 – в соответствии с методикой
поверки ИЛГШ.411152.087РЭ1;
-
контроллер сетевой индустриальный «СИКОН С1» – в соответствии с
методикой поверки ВЛСТ.166.00.000И1.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической
энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электрической энергии и мощности АИИС КУЭ ОАО «ТГК-16»,
измерительных каналов коммерческого учета электроэнергии и информационно-
измерительных комплексов точек измерений» Свидетельство об аттестации методики
измерений №169-01.00249-2013 от «16» апреля 2013 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к каналам
измерительным коммерческого учета электроэнергии «Каналы измерительные
коммерческого учета электроэнергии «Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-1»,
«Казанская ТЭЦ-3, КЛ-10 кВ, ЖБИ-2»
1. ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
2. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
3. ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
4. ИЛГШ.411152.071ТУ. Счетчики активной и реактивной энергии переменного
тока статические многофункциональные СЭТ-4ТМ.02.
5. И1 111.231.425210.13Каналыизмерительныекоммерческогоучета
электроэнергии «Казанская ТЭЦ 3, КЛ 10 кВ, ЖБИ 1», «Казанская ТЭЦ 3, КЛ 10 кВ,
ЖБИ 2». Технорабочий проект.
Лист № 7
Всего листов 7
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Филиал «Казанская ТЭЦ-3» Открытого акционерного общества «ТГК-16»
Адрес: 420051, Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Казань, ул.
Северо-Западная, д.1, тел. (843)5641898
E-mail: office@kteс3.tgc16.ru
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Сибирский
государственныйорденаТрудовогоКрасногоЗнаменинаучно-исследовательский
институт метрологии» (ФГУП «СНИИМ»)
Аттестат аккредитации №30007-09
Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4, тел. (383)210-08-14,
факс (383)2101360
E-mail:
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
________________
Ф. В. Булыгин
М.п.
«____»___________ 2013 г
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 46105-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО "Волгаэнергосбыт" (АИИС КУЭ ЗАО "Волгаэнергосбыт") | Нет данных | ООО "ЕвроСибЭнерго-инжиниринг", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 34480-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы им.Д.А.Черняева". Измерительно-информационный комплекс НПС "Мишкино" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 69155-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) АИИС КУЭ АО "Татэнергосбыт" девятая очередь | Нет данных | ООО "СИТ-КАЗАНЬ", г.Казань | 4 года | Перейти |
| 54528-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности СП "ТЭЦ-3" Омского филиала ОАО "ТГК-11" ПГУ-90 ТГ-1,2,3 | Нет данных | ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново | 4 года | Перейти |
| 83765-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанции "Низовская" Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Ленинградской области | Обозначение отсутствует | Открытое акционерное общество "Российские железные дороги" (ОАО "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