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
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ДГК", объект Николаевская ТЭЦ (актуализация 2013/3) Нет данных, ГРСИ 57273-14
Номер госреестра:
57273-14
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ДГК", объект Николаевская ТЭЦ (актуализация 2013/3)
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Авентус-технологии", г.Хабаровск
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 2013/3
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 54992
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
информационно-измерительная коммерческого
КУЭ) ОАО «ДГК», объект Николаевская ТЭЦ
Система автоматизированная
учета электроэнергии (АИИС
(актуализация 2013/3)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДГК», объект Николаевская ТЭЦ (актуализация 2013/3)
(далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для
автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной
информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S
по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности
0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ 03.01
класса точности 0,5S по ГОСТ Р 30206-94 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по
ГОСТ Р 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах
АИИС КУЭ.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)
АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее – УСПД)
типа СИКОН С50 (Госреестр СИ № 28523-05, зав. № 08.147) и технические средства приема-
передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ,
включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов
измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и
разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В
счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По
мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика
вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за
период 0,02 с.
Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям
активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Каждые 30 минут УСПД производит опрос всех подключенных к нему цифровых
счетчиков ИК. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где
осуществляетсявычислениеэлектроэнергииимощностисучетомкоэффициентов
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача
накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также
отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Лист № 2
Всего листов 8
Сервер базы данных (далее – сервер БД), с периодичностью один раз в 30 минут
производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных
сервера БД.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка,
формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных
документов. Передача информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии
осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ),
созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-1(Госреестр СИ № 28716-05, зав.
№ 1428). Сличение времени часов сервера происходит при каждом сеансе связи с УСВ-1. Часы
УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция
проводится при расхождении часов сервера и УСПД на значение превышающее
±
2 с
(программируемый параметр). Часы счетчика синхронизируютсяот часов УСПД с
периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении
часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах
корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий
корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее – ПО) EMCOS Corporate,
с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и
отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Наименование программного модуля
(идентификационное наименование
ПО)/
Модуль
Номер
версии ПО
Цифровой
идентификатор ПО
(контрольная сумма
исполняемого кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифика-
тора ПО
2
34
STControlAp
p. exe
53C59D78962E4D80C7
EDA2C828AE498C
1
модуль обеспечения
работоспособности
всех модулей системы
модуль,
распределяющий
ответы драйвера
STDistributor.
exe
824693630D5F29003B6
CBC52120E0FA3
STLink.exe
STLine.exe
STImport_21.
exe
STDataSnapS
erver.exe
модуль связи с
приборами учета
модуль, организующий
сбор данных.
модуль для импорта
данных
модуль подключения к
БД
модуль записи данных
в базу данных
ORACLE
STStore.exe
AA5E48EE6564C2A6C
E3546E07FF2663C
98902BD372A6E5F99A
D307CB88D48F08
2.1F5204FC38C929264A62MD5
E5A614B08FA7A
3860725199947853843D
E75A7266F95A
2104BFBA5552413CF40
87372C86F367E
Лист № 3
Всего листов 8
23
4
Продолжение таблицы 1
1
модуль оповещения
других модулей оSTAlert.exe
событиях
A4768E3BF198E5C0CF
EF01C91ACE0596
88F279A034E701E069E
BB7D2545BE30E
модуль обслуживания
запросов web-
клиентоввходе
модуль,
распределяющий
ответы драйвера
STDistributor.
exe
STGate.exe2.1
824693630D5F29003B6
CBC52120E0FA3
MD5
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с
учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой
подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты
– «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Лист № 4
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го уровня
Метрологические характеристики
Номер ИК
Наименование
объекта учета
Заводской
номер
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
Наименование
измеряемой
величины
Вид энергии
Основная
Погрешность
ИК, ± %
ТТ
ТН
6833
1
Николаевская ТЭЦ.
Дизельгенератор ДГ - 1
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
0107073013
1800
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
6833
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 27524-04
СЭТ-4ТМ.03.01
0107082163
1800
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Состав 1-го уровня и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК
Вид СИ,
класс точности ,
коэффициентОбозначение, тип
трансформации,
№ Госреестра СИ
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
± %
12
7899
56
22843
-
22844
3
Кт = 0,5S
Ктт = 150/5
№ 7069-07
Кт = 0,5
Ктн=6000/100
№ 20186-05
4
АТОЛ-10
В -
СТОЛ-10
А
В НАМИ-10-95 УХЛ2
С
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
ТТ
23291
-
22841
ТН
АТОЛ-10
В -
СТОЛ-10
А
В НАМИ-10-95 УХЛ2
С
Кт = 0,5S
Ктт = 150/5
№ 7069-07
Кт = 0,5
Ктн=6000/100
2
№ 20186-05
Николаевская ТЭЦ.
Дизельгенератор ДГ - 2
Активная1,25,1
Реактивная2,54,2
Лист № 5
Всего листов 8
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе 9 приведены пределы погрешности ИК при доверительной
вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 2 % от Iном и температуре
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 ˚С до 30 ˚С.
2. Нормальные условия:
-
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
-
параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)U
н
; диапазон силы тока - (1,0 - 1,2)I
н
;
диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) – 0,87(0,5); частота - (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 ˚С до 50 ˚С;ТН- от минус 40 ˚С до
50 ˚С; счетчиков: (23±2) ˚С ; УСПД - от 15 ˚С до 25 ˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа).
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
− параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uн1; диапазон силы
первичного тока (0,01(0,02) - 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87);
частота (50 ± 0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха от минус 40°С до 40°С ;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
− параметры сети: диапазон вторичного напряжения(0,9 - 1,1)Uн2; диапазон силы
вторичного тока (0,01 - 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87);
частота (50 ± 0,5) Гц;
− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
− температура окружающего воздуха от 0°С до 35°С;
− относительная влажность воздуха (40-60) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
− параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
− температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в
установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как
его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 – не
менее 90000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 24 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
-в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
Лист № 6
Всего листов 8
-попытка несанкционированного доступа;
-факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
-изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
-отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
-наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-счетчика;
-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-испытательной коробки;
-УСПД;
-ИВК.
-наличие защиты на программном уровне:
-пароль на счетчике;
-пароль на УСПД;
-пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей;
-ИВК.
Возможность коррекции времени в:
-счетчиках (функция автоматизирована);
-УСПД (функция автоматизирована);
-ИВК (функция автоматизирована);
Глубина хранения информации:
-электросчетчик
-
глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не
менее 35 суток;
-ИВКЭ
-
суточныхданныхотридцатиминутныхприращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу не менее 35 суток;
-ИВК – хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДГК», объект Николаевская ТЭЦ (актуализация
2013/3) типографским способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ
Наименование (обозначение) изделия
Трансформаторы тока ТОЛ-10
Трансформаторы напряжения НАМИ-10-95 УХЛ2
Счетчики электрической энергии многофункциональные
СЭТ-4ТМ.03.01
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С50
Устройство синхронизации времени УСВ-1
Методика поверки
Формуляр АТ.597/234-13.ФО.03
Техническое задание
АТ.597/234-13.ТЗ.03
Кол. (шт.)
4
1
2
1
1
1
1
1
Лист № 7
Всего листов 8
Поверка
осуществляется по документу МП 57273-14 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДГК», объект
Николаевская ТЭЦ (актуализация 2013/3). Методика поверки», утвержденному ФГУП
«ВНИИМС» в марте 2014 года.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
-
трансформаторовнапряжениявсоответствиисГОСТ8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003
«ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации»;
-
по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений
мощностьнагрузкитрансформаторовнапряжения.Методикавыполнения
измерений без отключения цепей»;
-
по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений
вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без
отключения цепей»;
-
счетчиковСЭТ-4ТМ.03–всоответствиисметодикойповерки
ИГЛШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации
ИГЛШ.411152.124РЭ. Методика поверки, согласованная с руководителем ГЦИ СИ
ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
-
для УСПД СИКОН С50 – в соответствии документом «Контроллеры сетеве
индустриальные СИКОН С50. Методика поверки ВЛСТ 198.00.000 И1»,
утвержденным ВНИИМС в 2004 году;
-
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств
измерений 27008-04;
-
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометр CENTER(мод.314): диапазонизмеренийтемпературы от
-20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности
от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе
АТ.597/234-13.ТЗ.03
«
Техническое задание на
автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета
электроэнергииАИИСКУЭОАО«ДАЛЬНЕВОСТОЧНАЯГЕНЕРИРУЮЩАЯ
КОМПАНИЯ» Расширение измерительно-информационных комплексов.CП
«Николаевская ТЭЦ»
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе
автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДГК», объект Николаевская ТЭЦ (актуализация
2013/3).
ГОСТ 22261-94
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 34.601-90
ГОСТ Р 8.596-2002
Лист № 8
Всего листов 8
«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Авентус-Технологии»
(ООО «Авентус-Технологии»)
680000,Россия, г. Хабаровск,
Ул. Дзержинского,21
тел./факс: (4212) 703-717; 744-717
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____»_____________2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 54204-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО "Техприбор" | Нет данных | ЗАО "Энергосбытовая компания Кировского завода", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 55858-13 | Каналы измерительно-информационные узлов учета № 125 - 130 системы приборного учета (системы автоматизированной комплексного учета топливно-энергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Юго-Восточной железной дороги | Нет данных | ЗАО "Отраслевой центр внедрения новой техники и технологий", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 33523-06 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Энергосетевая компания" | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис-Холдинг", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 58567-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Пенза-1 | Нет данных | ООО "ЭнерВита", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 62581-15 | Система измерительная второй линии для переработки нефтяного газа цеха №1 (компримирования и газофракционирования) на ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез" | Нет данных | ЗАО НИЦ "Инкомсистем", г.Казань | 2 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