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) Светогорской ГЭС-11 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1" Нет данных, ГРСИ 63465-16
Номер госреестра:
63465-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Светогорской ГЭС-11 филиала "Невский" ОАО "ТГК-1"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ЗАО "ЭНКОМ", г.С.-Петербург
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 61777
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 15
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Светогорской ГЭС-11 филиала «Невский»
ОАО «ТГК-1»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Светогорской ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (далее -
АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для
автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,3
х
-уровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
выполнения измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень –измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) класса точности 0,2S
и 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) класса точности 0,2 и 0,5 и
счетчики активной и реактивной электроэнергии типа А1800 класса точности 0,2S и 0,5S (в
части активной электроэнергии), и класса точности 0,5 и 1,0 (в части реактивной
электроэнергии); вторичные электрические цепи.
2-ой уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее –
ИВКЭ) АИИС КУЭ, созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее – УСПД)
типа RTU325L, и технических средств приема-передачи данных.
3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) АИИС КУЭ,
включающий компьютер в серверном исполнении для обеспечения 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 уровня ИВКЭ производят опрос цифровых счетчиков.
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.
Сервер базы данных (далее – сервер БД), установленный в ЦСОИ АИИС КУЭ
ОАО «ТГК-1», с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ.
Лист № 2
Всего листов 15
Полученная информация записывается в базу данных сервера БД.
На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка
измерительнойинформации,формированиеихранениепоступающейинформации,
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).
Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется следующим образом: сервер БД
АИИС КУЭ, установленный в ОАО «ТГК-1», подключен к серверу единого времени
ОАО «ТГК-1» LAN TIME SERVER. Опрос УСПД АИИС КУЭ сервером ОАО «ТГК-1»
производится 1 раз в 30 мин. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера единого времени,
коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающие
± 2 с (программируемый параметр). В целях резервирования к УСПД подключено также
устройство синхронизации времени УССВ со встроенным GPS-приемником.
Часы счетчика синхронизируются от 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.
Лист № 3
Всего листов 15
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» (далее – ПО),
в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР»
обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в
соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является
кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентифика-
ционное
наименование
ПО
Наименование
файла
Номер
версии
ПО
Цифровой идентификатор
ПО (контрольная сумма
исполняемого кода)
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентификатора
ПО
Amrserver.exe
4.10.4.0
2330c0c35c97de61be27460
2e315c3df
Amrс.exe
4.10.4.2
5af3f894fe65fb575791ca15
4cb427d1
Amra.exe
4.2.1.0
9cf3f689c94a65daad982ea4
622a3b96
Cdbora2.dll
4.10.0.0
eaff6e949f33c19514f47f28b
baa1e41
encryptdll.dll
2.0.0.0
0939ce05295fbcbbba400eea
e8d0572c
Программа –
планировщик
опроса и
передачи
данных
Драйвер
ручного опроса
счетчиков и
УСПД
Драйвер
автоматического
опроса
счетчиков и
УСПД
Драйвер работы
с БД
Библиотека
шифрования
пароля
счетчиков
Библиотека
сообщений
планировщика
опросов
alphamess.dll
b8c331abb5e34444170eee9
317d635cd
MD5
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы
с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
«Высокий» по Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 15
Метрологические и технические характеристики
приведены в таблице 2.
Канал
измерений
Состав АИИС КУЭ
Метрологические
характеристики ИК
Номер ИК
Наименование объекта учета,
диспетчерское наименование
присоединения
Вид СИ,
класс точности ,
коэффициент трансформации,
№ Госреестра СИ или
свидетельства о поверке
Обозначение, тип
Заводской
номер
К
ТТ
·К
ТН
·К
СЧ
УСПД
Наименование измеряемой
величины
Вид энергии
Основная относительная
погрешность
ИК (± δ), %
Относительная погрешность
ИК в рабочих условиях
эксплуатации (± δ), %
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
± 2,1
± 2,3
Таблица 2 – Метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
11
ТТ
ТН
123
Кт = 0,2S А
Ктт = 2000/5 В
№ 11077-07
С
Кт = 0,2 А
Ктн=10500/√3/100/√3 В
№ 23544-07
С
4
ТЛШ-10-5
ТЛШ-10-5
ТЛШ-10-5
ЗНОЛП-10
ЗНОЛП-10
ЗНОЛП-10
ТИ-11.1
Г-1
вывода генератора
42000
RTU325L-E2-512-M2-B2
Госреестр № 37288-08,
зав. № 004538
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
5678910
501
494
512
2184
2185
2082Ак
ти
в
н
ая±
0,6
01168574
Реактивная± 1,1
Лист № 5
Всего листов 15
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
ТТ
ТН
ТИ-11.3
Г-3
вывода генератора
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
42000
± 2,1
891011
ТТ
ТН
Продолжение таблицы 2
123
Кт = 0,2S А
Ктт = 2000/5 В
№ 47957-11
С
Кт = 0,2 А
Ктн=trial/√3/100/√3 В
№ 46738-11
С
4
ТЛШ-10-5
ТЛШ-10-5
ТЛШ-10-5
ЗНОЛП-10
ЗНОЛП-10
ЗНОЛП-10
567
628
627
629
2004704
2004705
2004706
ТИ-11.2
Г-2
вывода генератора
42000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная± 0,6± 2,1
01168579
Реактивная± 1,1± 2,3
Кт = 0,2S А
Ктт = 2000/5 В
№ 3972-03
С
Кт = 0,2 А
Ктн=10500/√3/100/√3 В
№ 23544-07
С
ТШЛ-10-125
ТШЛ-10-124
ТШЛ-10-123
ЗНОЛП-10 6
ЗНОЛП-10 8
ЗНОЛП-10 4
RTU325L-E2-512-M2-B2
Госреестр № 37288-08, зав. № 004538
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
01168571
Реактивная± 1,1
Активная± 0,6
± 2,3
Лист № 6
Всего листов 15
Счетчик
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1
№ 31857-06
A1802RALQ-P4GB-
DW-4
ТТ
ТН
STE 3/123
474945
ТИ-11.5
ГЭС-11,
КРУЭ-110 кВ, яч. 8
ВЛ-110 кВ ЛВб-1
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
66000
1011
ТТ
ТН
Продолжение таблицы 2
123
Кт = 0,2S А
Ктт = 2000/5 В
№ 47957-11
С
Кт = 0,2 А
Ктн=10500/√3/100/√3 В
№ 46738-11
С
4
ТЛШ-10-5
ТЛШ-10-5
ТЛШ-10-5
ЗНОЛП-10
ЗНОЛП-10
ЗНОЛП-10
ТИ-11.4
Г-4
вывода генератора
42000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
56789
823
825
824
4815
4818
4817
Ак
ти
в
н
ая
± 0,6± 2,1
01168577
Реактивная± 1,1± 2,3
ЕХК-СТО
ЕХК-СТО
ЕХК-СТО
2007.4389.05/1
2007.4389.05/2
2007.4389.05/3
Кт = 0,2S А
Ктт = 300/5 В
№ 62153-15
С
Кт = 0,2 А
Ктн=110000/√3/100/√3 В
№ 33110-06
С
RTU325L-E2-512-M2-B2
Госреестр № 37288-08, зав. № 004538
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная± 0,8± 2,7
01168750
Реактивная± 1,4± 4,2
Лист № 7
Всего листов 15
STE 3/123
474943
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
132000
Активная
ТТ
ТН
STE 3/123
ТИ-11.7
ГЭС-11,
КРУЭ-110 кВ, яч. 7
ВЛ-110 кВ ЛС-10
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
89
1011
ТТ
4
ЕХК-СТО
ЕХК-СТО
ЕХК-СТО
567
2007.4389.06/1
2007.4389.06/2
2007.4389.06/3
ТН
Продолжение таблицы 2
123
Кт = 0,2S А
Ктт = 600/5 В
№ 33112-06
С
Кт = 0,2 А
Ктн=110000/√3/100/√3 В
№ 33110-06
С
ТИ-11.6
ГЭС-11,
КРУЭ-110 кВ, яч. 6
ВЛ-110 кВ ЛВк-3
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
± 0,8± 2,7
01168726
Реактивная± 1,4± 4,2
ЕХК-СТО
ЕХК-СТО
ЕХК-СТО
2007.4389.04/1
2007.4389.04/2
2007.4389.04/3
Кт = 0,2S А
Ктт = 600/5 В
№ 33112-06
С
Кт = 0,2 А
Ктн=110000/√3/100/√3 В
№ 33110-06
С
132000
RTU325L-E2-512-M2-B2
Госреестр № 37288-08, зав. № 004538
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная,
W
Q
474944
Активная± 0,8± 2,7
01168800
Реактивная± 1,4± 4,2
Лист № 8
Всего листов 15
Счетчик
ТТ
ТН
ТИ-11.10
ГЭС-11,
ЗРУ-10 кВ, яч. 12,
КЛ-10 кВ ФБК-1
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
A1805RALQ-P4GB-
DW-4
ТТ
ТН
Продолжение таблицы 2
123
Кт = 0,2S А
Ктт = 750/5 В
№ 40088-08
С
Кт = 0,2 А
Ктн=110000/√3/100/√3 В
№ 40088-08
С
4
VAU-123
VAU-123
VAU-123
VAU-123
VAU-123
VAU-123
ТИ-11.8
ГЭС-11,
ОРУ-110 кВ,
ВЛ-110 кВ ЛС-13
Кт = 0,2S/0,5
Ксч = 1A1802RAL-P4GB-DW-401215190
№ 31857-06
165000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
567891011
864374
864375
864376
864374
864375
864376Ак
ти
в
н
ая± 0,6±
2,1
Реактивная± 1,1± 2,3
Кт = 0,5S А
Ктт = 600/5 В
№ 30709-08
С
Кт = 0,5 А
Ктн=10000/√3/100/√3 В
№ 25475-06
С
ТЛП-10-3
ТЛП-10-3
ТЛП-10-3
UGE 10
UGE 10
UGE 10
12000
RTU325L-E2-512-M2-B2
Госреестр № 37288-08, зав. № 004538
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
5135
5187
5159
08-014818
08-014840
08-014849Ак
ти
в
н
ая± 1,2±
5,7
01168843
Реактивная± 2,5± 4,7
Лист № 9
Всего листов 15
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
A1805RALQ-P4GB-DW-
4
ТТ
ТН
ТИ-11.12
ГЭС-11,
ЗРУ-10 кВ, яч. 14,
КЛ-10 кВ ФБК-3
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
A1805RALQ-P4GB-DW-
4
891011
ТТ
ТН
Продолжение таблицы 2
123
Кт = 0,5S А
Ктт = 600/5 В
№ 30709-08
С
Кт = 0,5 А
Ктн=10000/√3/100/√3 В
№ 25475-06
С
4
ТЛП-10-3
ТЛП-10-3
ТЛП-10-3
UGE 10
UGE 10
UGE 10
567
5185
5148
5199
08-014850
08-014853
08-014855
ТИ-11.11
ГЭС-11,
ЗРУ-10 кВ, яч. 13,
КЛ-10 кВ ФБК-2
12000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная± 1,2± 5,7
01168794
Реактивная± 2,5± 4,7
Кт = 0,5S А
Ктт = 600/5 В
№ trial-08
С
Кт = 0,5 А
Ктн=10000/√3/100/√3 В
№ 25475-06
С
ТЛП-10-3
ТЛП-10-3
ТЛП-10-3
UGE 10
UGE 10
UGE 10
12000
RTU325L-E2-512-M2-B2
Госреестр № 37288-08, зав. № 004538
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
5169
5188
5149
08-014856
08-014867
08-014858Ак
ти
в
н
ая± 1,2±
5,7
01168714
Реактивная± 2,5± 4,7
Лист № 10
Всего листов 15
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
A1805RALQ-P4GB-DW-
4
ТТ
ТН
ТИ-11.14
ГЭС-11,
ЗРУ-10 кВ, яч. 3, КЛ-10 кВ
ТМН-1
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
A1805RALQ-P4GB-DW-
4
891011
ТТ
ТН
Продолжение таблицы 2
123
Кт = 0,5S А
Ктт = 600/5 В
№ 30709-08
С
Кт = 0,5 А
Ктн=10000/√3/100/√3 В
№ 25475-06
С
4
ТЛП-10-3
ТЛП-10-3
ТЛП-10-3
UGE 10
UGE 10
UGE 10
567
5129
5163
5203
08-014809
08-014862
08-014863
ТИ-11.13
ГЭС-11,
ЗРУ-10 кВ, яч. 15,
КЛ-10 кВ ФБК-4
12000
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная± 1,2± 5,7
01168845
Реактивная± 2,5± 4,7
Кт = 0,5S А
Ктт = 300/5 В
№ 36307-07
С
Кт = 0,2 А
Ктн=10000/√3/100/√3 В
№ 25475-06
С
ТОЛ-10-IM
ТОЛ-10-IM
ТОЛ-10-IM
UGE
UGE
UGE
6000
RTU325L-E2-512-M2-B2
Госреестр № 37288-08, зав. № 004538
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
2319
2317
2318
08-014806
08-014815
08-014810Ак
ти
в
н
ая± 1,1±
5,6
01195240
Реактивная± 2,2± 4,7
Лист № 11
Всего листов 15
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
A1805RALQ-P4GB-DW-
4
ТТ
ТН
ТИ-11.22
ГЭС-11,
РУ-380 В, сб. 41С,
ф. «Магазин»
Счетчик
Кт = 0,5S/1,0
Ксч = 1
№ 31857-06
A1805RALQ-P4GB-DW-
4
40
891011
ТТ
ТН
Продолжение таблицы 2
1234
Кт = 0,5SАТ-0,66
Ктт = 200/5ВТ-0,66
№ 26198-03
СТ-0,66
Кт = 0,5 А UGE 1,2
Ктн=660/√3/100/√3 В UGE 1,2
№ 62367-15
С UGE 1,2
567
122223
122227
122250
08-015297
08-015298
08-015296
ТИ-11.15
ГЭС-11,
РУ-0,5 кВ, яч. 14, КЛ-0,5
кВ Ф-2
264
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная± 1,2± 5,7
06362289
Реактивная± 2,5± 4,7
Т-0,66 УЗ307765
Т-0,66 УЗ315061
Т-0,66 УЗ307768
Кт = 0,5S А
Ктт = 200/5 В
№ 52667-13
С
А
- В
С
--
RTU325L-E2-512-M2-B2
Госреестр № 37288-08, зав. № 004538
Энергия активная, W
P
Энергия реактивная, W
Q
Активная± 1,0± 5,5
01168644
Реактивная± 2,1± 4,5
Лист № 12
Всего листов 15
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uном;сила тока (1 - 1,2) Iном,
cosφ = 0,87 инд.;
температура окружающей среды (18 – 25) °С.
4. Рабочие условия:
параметрысети:напряжение(0,9-1,1)Uном;ток(0,02-1,2)Iном;
0,5 инд. ≤ cosφ ≤ 0,8 емк.
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от
минус 45 до 40°С, для счетчиков от минус 40 до 65 °С; для УСПД от минус 10 до 55 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для силы тока 0,02
·
Iном, cosφ = 0,5 инд и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии
от 10 до 35°С
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения
активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и
напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены
средний срок службы и средняя наработка на отказ;
-
электросчетчик – среднее время наработки на отказ не менее Т
0
= 120000 ч., время
восстановления работоспособности T
в
=24 ч.;
-
устройство сбора и передачи данных типа RTU-325L – среднее время наработки на
отказ не менее Т
0
= 100 000 ч., среднее время восстановления работоспособности
T
в
= 24 ч.;
Надежность системных решений:
-
Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих
требованиям IEC – Стандартов;
-
Стойкость к электромагнитным воздействиям;
-
Ремонтопригодность;
-
Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;
-
Функции контроля процесса работы и средства диагностики системы;
-
Резервирование электропитания оборудования системы.
Регистрация событий:
-
журнал событий счетчика:
-
параметрирование;
-
пропадание напряжения;
-
коррекция времени в счетчике.
-
журнал событий ИВКЭ:
-
параметрирование;
-
пропадание напряжения;
-
коррекция времени в УСПД.
Лист № 13
Всего листов 15
-
журнал событий ИВК:
-
даты начала регистрации измерений;
-
перерывы электропитания;
-
программные и аппаратные перезапуски;
-
установка и корректировка времени;
-
переход на летнее/зимнее время;
-
нарушение защиты ИВК;
− отсутствие/довосстановлениеданныхсуказаниемточкиизмеренийи
соответствующего интервала времени.
Защищенность применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
электросчетчиков;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательных коробок;
-
УСПД;
-
сервера БД;
-
защита информации на программном уровне:
-
результатов измерений при передаче информации (возможность использования
цифровой подписи);
-
установка пароля на счетчик;
-
установка пароля на промконтроллер (УСПД);
-
установка пароля на сервер БД.
Глубина хранения информации:
-
электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях – не
менее 30 дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
-
ИВКЭ – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по
каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу – не менее
35 дней; при отключении питания – не менее 35 суток;
-
ИВК – хранение результатов измерений и информации состояний средств
измерений – не менее 3,5 лет.
на систему
электроэнергии
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументации
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета
(АИИС КУЭ) Светогорской ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ Светогорской ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1»
представлена в таблице 3.
Количество
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока ТЛШ-10-5
Трансформаторы комбинированные VAU-123
Трансформаторы тока ТШЛ-10-1
9 шт.
3 шт.
3 шт.
Лист № 14
Всего листов 15
Наименование
Количество
9 шт.
12 шт.
3 шт.
3 шт.
3 шт.
12 шт.
3 шт.
15 шт.
3 шт.
Трансформаторы тока EXK-CTO
Трансформаторы тока ТЛП-10-3
Трансформаторы тока ТОЛ-10-IМ
Трансформаторы тока Т-0,66
Трансформаторы тока Т-0,66 УЗ
Трансформаторы напряжения ЗНОЛП-10
Трансформаторы напряжения STE 3/123
Трансформаторы напряжения UGE
Трансформаторы напряжения UGE 1,2
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные
Альфа А1800
15 шт.
Устройство сбора и передачи данных RTU-325L
Сервер базы данных
АРМ оператора
Методика поверки
Формуляр
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляется по документу МП 63465-16 «Система автоматизированная информа-
ционно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Светогорской ГЭС-
11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»
15 октября 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система
обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
-
трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011 «Государственная система
обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика
поверки» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы
напряжения6√3...35кВ.Методикапроверкинаместеэксплуатации»,
МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ.
Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
-
счетчиков типа Альфа А1800 – в соответствии с документом МП-2203-0042-2006
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа
А1800.Методикаповерки»,утвержденнымГЦИСИ«ВНИИМ
им. Д.И.Менделеева» 19 мая 2006 г.;
-
устройства сбора и передачи данных типа RTU-325L – в соответствии с
документом «Устройство сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L.
Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП
ВНИИМС в 2008 году;
-
средстваизмеренийпоМИ3195-2009«ГСИ.Мощностьнагрузки
трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения
цепей»;
-
средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов
тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
Лист № 15
Всего листов 15
-
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 преобразовательдля работы со
счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке системы автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
Светогорской ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в Проектной документации, шифр 300-05-07/11.00.000.ПЗ
на Автоматизированную информационно-измерительную систему коммерческого учета
электроэнергии Светогорской ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
Светлогорской ГЭС-11 филиала «Невский» ОАО «ТГК-1»
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
2.ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3.ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин.
Общие технические условия».
5.ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «ЭНКОМ» (ЗАО «ЭНКОМ»), ИНН 7801367349
Адрес: 199178, г. Санкт-Петербург, 4-я линия В.О., д. 65 лит. А
Тел.: 8 (812) 332-28-01, факс: 8 (812) 332-28-01
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «М-ПРО» (ООО «М-ПРО»)
ИНН 7801506320
Адрес: 199155, Санкт-Петербург, ул. Уральская, д.1, корп.2, Лит. А
Тел./факс: 8 (812) 318-11-95
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
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
измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » ________________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 56346-14 | Система измерений количества и параметров свободного нефтяного газа на факел газотурбинной электростанции Верхнеколик-Еганского месторождения | Нет данных | ООО НТФ "БАКС", г.Самара | 2 года | Перейти |
| 56978-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Березовский рудник" | Нет данных | ООО "АРСТЭМ-ЭнергоТрейд", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 40400-09 | Система измерений расхода, объема и показателей качества природного газа для Пырейного месторождения ОАО "Сибнефтегаз" | Нет данных | ООО НПП "ГКС", г.Казань | 1 год | Перейти |
| 83035-21 | Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ПАО "Мосэнерго" в части ТЭЦ - 12 | Обозначение отсутствует | Публичное акционерное общество энергетики и электрификации "Мосэнерго" (ПАО "Мосэнерго"), г. Москва | 4 года | Перейти |
| 49683-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ филиала ОАО "ТГК-5" "Кировский" с Изменением № 1 | Нет данных | ООО "Фирма "Неон АВМ", г.Мытищи | 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