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) Общества с ограниченной ответственностью "Тобольская ТЭЦ" (ООО "ТТЭЦ") Нет данных, ГРСИ 64518-16
Номер госреестра:
64518-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью "Тобольская ТЭЦ" (ООО "ТТЭЦ")
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Тобольская ТЭЦ", г.Тобольск
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 № 62909
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 16
В ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью
«Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ»)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ»
(ООО «ТТЭЦ») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной
энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи
полученной информации. Выходные данные системы используются для коммерческих
расчетов.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
Измерительные каналы (далее – ИК) АИИС КУЭ состоят из следующих уровней:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включает в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и
счетчики активной и реактивной электроэнергии, указанные в таблице 2, соединяющие их
вторичные измерительные цепи.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)
АИИС КУЭ, включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее – УСПД) типа
ЭКОМ-3000М, технические средства приема-передачи данных и обеспечения электропитания.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК обеспечивает
обработку данных и их архивирование, ведение базы данных для автоматизированных рабочих
мест (АРМ). В состав ИВК входит сервер, связь которого с УСПД осуществляется по локальной
вычислительной сети (Ethernet) и интерфейсу RS-485, технические средства обеспечения
электропитания.
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.
Передача информации о результатах измерений и состоянии средств измерений
(журналов событий) со счетчиков в УСПД осуществляется каждые 30 мин по запросу УСПД в
цифровом виде. Накопленные значения хранятся в30-минутных архивах УСПД. Архивы
обновляются циклически и обеспечивают энергонезависимое хранение информации как
минимум за последние 45 суток. Со счетчиков турбогенераторов дополнительно передаются 3-х
минутные интервалы, которые хранятся в 3-х минутных архивах УСПД.
Передача информации из УСПД в сервер ИВК осуществляется по запросу ИВК в
цифровом виде. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение
результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь
электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных
параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в
Лист № 2
Всего листов 16
организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через
сеть интернет в виде сообщений электронной почты.
В АИИС КУЭ реализована возможность предоставления по запросу доступа к
результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера
организаций–участников оптового рынка электроэнергии
В АИИС КУЭ синхронизация времени производится от GPS-приемника точного времени
глобальной системы позиционирования. В качестве приёмника сигналов GPS о точном
календарном времени используется внешний GPS-приемник, производства ООО «Прософт-
Системы», подключенныйчерез преобразователь интерфейса RS-232/.RS-485 Сличение
времени УСПД со временем GPS-приемника осуществляется непрерывно, корректировка
времени осуществляется при расхождении времени УСПД со временем GPS-приемника на
величину более ±1 с. Сличение времени счетчиков со временем УСПД осуществляется каждые
30 минут, корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков со
временем УСПД на величину ±2 с.
В системе автоматически поддерживается единое время во всех ее компонентах и
погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
При длительном нарушении работы канала связи между УСПД и счетчиками на
длительный срок, время счетчиков корректируется от переносного инженерного пульта. При
снятии данных с помощью переносного инженерного пульта через оптический порт счётчика
производится автоматическая подстройка часов опрашиваемого счётчика.
Программное обеспечение
Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного и
специализированного программных обеспечений (ПО).
Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программный комплекс (ПК)
«Энергосфера».
ПО АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера» функционирует на нескольких уровнях:
-
программное обеспечение инженерного пульта;
-
программное обеспечение УСПД ИВКЭ;
-
программное обеспечение АРМ персонала.
ПК «Энергосфера» предназначен для автоматического сбора, обработки и хранения
данных, получаемых со счётчиков электроэнергии и УСПД ИВКЭ, отображения полученной
информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными
системами. Метрологически значимой частьюПК «Энергосфера» является программный
модуль сервера опроса «Библиотека» с наименованием файла pso_metr.dll . Данный модуль
выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от
приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
Идентификационные данные (признаки)Значение
номер) ПО
Идентификационное наименование ПО«ПК Энергосфера»
Номер версии (идентификационный
не ниже 7.1
pso_metr.dll
Ци
ф
ровой
иденти
ф
и
к
а
т
ор
П
О
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b
MD5
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы
с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 16
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Метрологические и технические ИК АИИС КУЭ
Границы
основной
погрешности
ИК, (± δ) %
Номер ИК
Наименование объекта
учета,
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент
трансформации,
Рег. № СИ
Обозначение, тип
УСПД
Ктт ·Ктн ·Ксч
Вид энергии
сos φ = 0,87
sin φ = 0,5
сos φ = 0,5
sin φ = 0,87
ТТ
ТН
1
Турбогенератор 1Г
Счет-
чик
СЭТ-4ТМ.03
288000
0,8
1,5
2,7
2,5
ТТ
ТН
2
Турбогенератор 2Г
Счет-
чик
СЭТ-4ТМ.03
УСПД
ЭКОМ-3000
Рег. № СИ
17049-09,
315000
0,8
1,5
2,7
2,5
Состав ИК АИИС КУЭМетрологические
характеристики
Границы
погрешности
ИК в рабочих
условиях,
(± δ) %
12
4
56
78
9
АТШЛ20Б-1
BТШЛ20Б-1
CТШЛ20Б-1
А ЗНОМ-20-63
B ЗНОМ-20-63
C ЗНОМ-20-63
активная
реактивная
АТШЛ20Б-1
BТШЛ20Б-1
CТШЛ20Б-1
А ЗНОМ-15-63
B ЗНОМ-15-63
C ЗНОМ-15-63
3
Кт=0,2
Ктт=8000/5
№ 4016-74
Кт=0,5
Ктн=18000/√3/100/√3
№ 51674-12
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
Кт=0,2
Ктт=10000/5
№ 4016-74
Кт=0,5
Ктн=15750/100
№ 1593-70
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
активная
реактивная
Лист № 4
Всего листов 16
ТТ
ТН
3
Турбогенератор 3Г
Счет-
чик
СЭТ-4ТМ.03.М
168000
активная
реактивная
ТТ
ТН
4
Турбогенератор 4Г
Счетчи
к
СЭТ-4ТМ.03
288000
активная
реактивная
ТТ
ТН
5
Турбогенератор 5Г
Счетч
ик
СЭТ-4ТМ.03.М
УСПД
ЭКОМ-3000
Рег. № СИ
17049-09,
168000
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
12
3
567
89
4
ТШЛ-20
ТШЛ-20
ТШЛ-20
ЗНОЛ.06
ЗНОЛ.06
ЗНОЛ.06
0,82,5
1,62,8
ТШЛ20Б-1
ТШЛ20Б-1
ТШЛ20Б-1
ЗНОМ-20-63
ЗНОМ-20-63
ЗНОМ-20-63
0,82,7
1,52,5
JKQ
JKQ
JKQ
TJC 6-G
TJC 6-G
TJC 6-G
Кт=0,2S А
Ктт=8000/5 B
№ 36053-07 C
Кт=0,5 А
Ктн=10500/√3/100/√3 B
№ 3344-08 C
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 36697-08
Кт=0,2 А
Ктт=8000/5 B
№ 4016-74 C
Кт=0,5 А
Ктн=18000/√3/100/√3B
№ 51674-12C
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
Кт=0,2S А
Ктт=8000/5 B
№ 41964-09 C
Кт=0,5 А
Ктн=10500/√3/100/√3B
№ 49111-12C
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 36697-08
0,82,5
1,62,8
Лист № 5
Всего листов 16
ТТ
ТН
6
Счетч
ик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03.М
880000
активная
реактивная
ТТ
ТН
7
Счетч
ик
СЭТ-4ТМ.03.М
ТТ
ТН
8
Счетч
ик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
1100000
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
12
6789
3
Кт=0,2S
Ктт=2000/5
№ 29838-05
Кт=0,2
Ктн=220000/√3/100/√3
№ 20344-05
45
А ТАТ
B ТАТ
C ТАТ
АНАМИ-220 УХЛ1
BНАМИ-220 УХЛ1
CНАМИ-220 УХЛ1
яч.2; ВЛ-220кВ Тобольская
ТЭЦ-Иртыш 2 цепь
0,52,3
1,12,8
АТАТ
BТАТ
CТАТ
АНАМИ-220 УХЛ1
BНАМИ-220 УХЛ1
CНАМИ-220 УХЛ1
Тобольская ТЭЦ; ОРУ-220 Тобольская ТЭЦ; ОРУ-220 кВ;
кВ; яч.3; ВЛ-220кВ
Тобольская ТЭЦ-Иртыш 1
880000
активная
реактивная
Кт=0,2S
Ктт=2000/5
№ 29838-05
Кт=0,2
Ктн=220000/√3/100/√3
№ 20344-05
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 36697-08
Кт=0,2S
Ктт=1000/1
№ 25477-03
Кт=0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
№ 14205-94
АGSR
BGSR
CGSR
АНКФ-110-57 У1
BНКФ-110-57 У1
CНКФ-110-57 У1
Тобольская ТЭЦ;
ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.18;
ВЛ-110кВ «Иртыш 1»
УСПД
ЭКОМ-30000,52,3
Рег. № СИ
17049-091,12,8
0,82,5
1,53,6
Лист № 6
Всего листов 16
ТТ
ТН
9
Тобольская ТЭЦ;
ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.17;
ВЛ-110кВ «Иртыш 2»
Счет
чик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
1100000
активная
реактивная
ТТ
ТН
10
Тобольская ТЭЦ;
ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.9;
ВЛ-110кВ «Иртыш 3»
Счет
чик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
1100000
активная
реактивная
ТТ
ТН
11
Счет
чик
СЭТ-4ТМ.03
УСПД
ЭКОМ-3000
Рег. № СИ
17049-09
1100000
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
12
6789
3
Кт=0,2S
Ктт=1000/1
№ 25477-06
Кт=0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
№ 14205-94
45
А GSR
B GSR
C GSR
АНКФ-110-57 У1
BНКФ-110-57 У1
CНКФ-110-57 У1
0,82,5
1,53,6
Кт=0,2S
Ктт=1000/1
№ 25477-03
Кт=0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
№ 14205-94
АGSR
BGSR
CGSR
АНКФ-110-57 У1
BНКФ-110-57 У1
CНКФ-110-57 У1
0,82,5
1,53,6
АGSR
BGSR
CGSR
АНКФ-110-57 У1
BНКФ-110-57 У1
CНКФ-110-57 У1
Тобольская ТЭЦ;
ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ
яч.8; ВЛ-110кВ
«Тобольская»
Кт=0,2S
Ктт=1000/1
№ 25477-03
Кт=0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
№ 14205-94
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
0,82,5
1,53,6
Лист № 7
Всего листов 16
ТТ
ТН
12
Тобольская ТЭЦ;
ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.6;
ВЛ-110кВ «Бегишево»
Счетч
ик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
1100000
активная
реактивная
ТТ
ТН
13
Счетч
ик
№ 27524-04
СЭТ-4ТМ.03
ТТ
ТН
14
Тобольская ТЭЦ;
ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ
яч.7; ОВ-110кВ
Счетч
ик
СЭТ-4ТМ.03
1650000
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
12
4
56789
3
Кт=0,2S
Ктт=1000/1
№ 25477-03
Кт=0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
№ 14205-94
АGSR
BGSR
CGSR
АНКФ-110-57 У1
BНКФ-110-57 У1
CНКФ-110-57 У1
0,82,5
1,53,6
АGSR
BGSR
CGSR
АНКФ-110-57 У1
BНКФ-110-57 У1
CНКФ-110-57 У1
Кт=0,2S
Ктт=1000/1
№ 25477-03
Кт=0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
№ 14205-94
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
Тобольская ТЭЦ;
ЗРУ-110кВ; СШ 110кВ яч.5;
ВЛ-110кВ «ГПП-3»
1100000
активная
реактивная
АТФНД-110М
BТФНД-110М
CТФНД-110М
А НКФ-110-57 У1
B НКФ-110-57 У1
C НКФ-110-57 У1
Кт=0,5
Ктт=1500/1
№ 2793-71
Кт=0,5
Ктн=110000/√3/100/√3
№ 14205-94
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
УСПД
ЭКОМ-30000,82,5
Рег. № СИ
17049-091,53,6
1,15,6
2,33,3
Лист № 8
Всего листов 16
ТТ
ТН
15
Тобольская ТЭЦ;
ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ; яч.6;
(фидер Полимер ввод 1)
КЛ-10кВ ЦРП ввод 1
Счет
чик
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03.М
ТТ
ТН
16
Счет
чик
№ 36697-08
СЭТ-4ТМ.03.М
80000
активная
реактивная
ТТ
ТН
17
Тобольская ТЭЦ;
ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ;
яч.4; КЛ-10кВ
РП-106 ввод 1
Счет
чик
СЭТ-4ТМ.03.М
УСПД
ЭКОМ-3000
Рег. № СИ
17049-09
16000
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
12
3
Кт=0,2S
Ктт=4000/5
№ 47958-11
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 831-69
80000
активная
реактивная
456789
А ТПЛ
B ТПЛ
C ТПЛ
А
BНТМИ-10-660,82,5
C
1,62,8
АТПЛ
BТПЛ
CТПЛ
А
BНТМИ-10-66
C
Кт=0,2S
Ктт=4000/5
№ 47958-11
Кт=0,5
Ктн=10000/100
№ 831-69
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
Тобольская ТЭЦ;
ГРУ-10кВ; 2СШ 10кВ; яч.30;
(фидер Полимер ввод 2)
КЛ-10кВ ЦРП ввод 2
0,82,5
1,62,8
АТОЛ 10-1
B -
CТОЛ 10-1
А
BНТМИ-10-66У3
C
Кт=0,5S
Ктт=800/5
№ 15128-03
Кт=0,5
Ктн= 10000/100
№ 831-69
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 36697-08
1,15,0
2,33,4
Лист № 9
Всего листов 16
ТТ
ТН
18
Тобольская ТЭЦ;
ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ;
яч.9; КЛ-10кВ РП-102
ввод 1
Счет
чик
СЭТ-4ТМ.03
16000
активная
реактивная
ТТ
ТН
19
Тобольская ТЭЦ;
ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ;
яч.19; КЛ-10кВ РП-106
ввод 2
Счет
чик
СЭТ-4ТМ.03
16000
активная
реактивная
ТТ
ТН
20
Тобольская ТЭЦ;
ГРУ-10кВ; 2СШ 10кВ;
яч.28;
КЛ-10кВ РП-102 ввод 2
Счет
чик
СЭТ-4ТМ.03
УСПД
ЭКОМ-3000
Рег. № СИ
17049-09
16000
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
12
4
567
89
АТОЛ 10-1
B -
CТОЛ 10-1
А
BНТМИ-10-66У3
C
1,15,0
2,34,1
АТОЛ 10-1
B ---
CТОЛ 10-1
А
BНТМИ-10-66У3
C
1,15,0
2,34,1
АТОЛ 10-1
B -
CТОЛ 10-1
А
BНТМИ-10-66У3
C
3
Кт=0,5S
Ктт=800/5
№ 15128-03
Кт=0,5
Ктн= 10000/100
№ 831-69
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
Кт=0,5S
Ктт=800/5
№ 15128-03
Кт=0,5
Ктн= 10000/100
№ 831-69
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
Кт=0,5S
Ктт=800/5
№ 15128-03
Кт=0,5
Ктн= 10000/100
№ 831-69
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
1,15,0
2,34,1
Лист № 10
Всего листов 16
ТТ
ТН
21
Тобольская ТЭЦ;
ГРУ-10кВ; 2СШ 10кВ;
яч.24;
КЛ-10кВ РП-101 ввод 2
Счет
чик
СЭТ-4ТМ.03
16000
активная
реактивная
ТТ
ТН
22
Тобольская ТЭЦ;
ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ;
яч.3;
КЛ-10кВ РП-101 ввод 1
Счет
чик
СЭТ-4ТМ.03
16000
активная
реактивная
ТТ
ТН
23
Тобольская ТЭЦ;
ГРУ-10кВ; 2СШ 10кВ;
яч.22; ТКП-1 (ШМ-1)
Счет
чик
СЭТ-4ТМ.03
УСПД
ЭКОМ-3000
Рег. № СИ
17049-09
40000
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
12
4
567
89
АТОЛ 10-1
B -
CТОЛ 10-1
А
BНТМИ-10-66У3
C
1,15,0
2,34,1
АТОЛ 10-1
B -
CТОЛ 10-1
А
BНТМИ-10-66У3
C
1,15,0
2,34,1
АТШЛ-10
B -
CТШЛ-10
А
BНТМИ-10-66У3
C
3
Кт=0,5S
Ктт=800/5
№ 15128-03
Кт=0,5
Ктн= 10000/100
№ 831-69
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
Кт=0,5S
Ктт=800/5
№ 15128-03
Кт=0,5
Ктн= 10000/100
№ 831-69
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
Кт=0,5S
Ктт=2000/5
№ 3972-03
Кт=0,5
Ктн= 10000/100
№ 831-69
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
1,15,0
2,34,1
Лист № 11
Всего листов 16
ТТ
ТН
24
Тобольская ТЭЦ;
ГРУ-10кВ; 1СШ 10кВ;
яч.2; ТКП-2 (ШМ-2)
Счет
чик
СЭТ-4ТМ.03
УСПД
ЭКОМ-3000
Рег. № СИ
17049-09
40000
активная
реактивная
Продолжение таблицы 2
12
4
567
89
АТШЛ-10
B -
CТШЛ-10
А
BНТМИ-10-66У3
C
3
Кт=0,5S
Ктт=2000/5
№ 3972-03
Кт=0,5
Ктн= 10000/100
№ 831-69
Кт=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 27524-04
1,15,0
2,34,1
Лист № 12
Всего листов 16
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе 9 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±δ %»
приведены границы погрешности результата измерений посредством 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 минус 30 до
плюс 30 ˚С;
2. Нормальные условия:
-
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
-
параметры сети: диапазон напряжения - напряжение от 0,99·U
н
до 1,01·U
н
; ток от 1,0·I
н
до 1,2·I
н
; cos
j
= 0,87 инд.; частота - (50
±
0,5) Гц;
-
температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 до плюс 50 ˚С; ТН - от минус 40 до
плюс 50 ˚С; счетчиков: в части активной энергии (23±2) ˚С согласно ГОСТ 30206-94, в части
реактивной энергии (20±2) ˚С согласно ГОСТ 26035-83 и (23±2) ˚С согласно ГОСТ 52425-2005;
УСПД – от полюс 15 до плюс 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 от 0,9·U
н1
до 1,1·U
н1
; диапазон силы
вторичного тока от 0,01·I
н1
до 1,2·I
н1
; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) от 0,5 до 1,0
(от 0,5 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;
− температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50 °С;
− относительная влажность воздуха (70±5) %;
− атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
− параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9·U
н2
до 1,1·U
н2
; диапазон силы
вторичного тока от 0,01·I
н2
до 1,2·I
н2
; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) от 0,5 до 1,0
(от 0,5 до 0,87); частота (50±0,5) Гц;
− магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
− температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;
− относительная влажность воздуха до 90 % при температуре 30 °С;
− атмосферное давление от 70 до 106,7 кПа.
Для УСПД температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 °С; для сервера от
плюс 15 до плюс 35 °С;
параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
− относительная влажность воздуха до 90 % при температуре 30°С;
− атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа.
4.Измерительныеканалывключаютизмерительныетрансформаторытокапо
ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики
электрической энергии по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения активной
электрической энергии и по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения
реактивной электрической энергии.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и компонентов
АИИС КУЭ электроэнергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими
характеристиками приведенными в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на
объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его
неотъемлемая часть.
Лист № 13
Всего листов 16
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 – не
менее 90000 часов, СЭТ-4ТМ.03М - не менее 140 000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 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.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
-
для счетчиков электроэнергии Тв ≤ 2 часа;
-
для сервера Тв ≤ 1 час;
-
для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;
-
для модема Тв ≤ 1 час.
-
для УСПД Тв ≤ 24 часа
Надежность системных решений:
− защита от кратковременных сбоев питания сервера, УСПД с помощью источника
бесперебойного питания;
− резервированиеканаловсвязи:информацияорезультатахизмеренийможет
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
− журнал счётчика:
− параметрирования;
− пропадания напряжения;
− коррекции времени в счетчике;
− журнал УСПД:
− параметрирования;
− пропадания напряжения;
− коррекции времени в счетчике и УСПД;
− пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
− механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
− электросчётчика;
− промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
− испытательной коробки;
− УСПД;
− защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
− счетчика электрической энергии;
− УСПД;
Возможность коррекции времени в:
− счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
− УСПД (функция автоматизирована);
− сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
− о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
− измерений 30 мин (функция автоматизирована);
− сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М – 114 суток;
Лист № 14
Всего листов 16
-
УСПД – 45 суток
-
ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений
– не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной
документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская
ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ»)типографским способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ Общества с ограниченной ответственностью «Тобольская
ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ») представлена в таблице 3.
7
16
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ Общества с ограниченной ответственностью
«Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ»)
Наименование (обозначение) изделияКол-во (шт.)
Трансформаторы тока ТШЛ-20 3
Трансформаторы тока ТШЛ20Б-1 9
Трансформаторы тока JKQ 3
Трансформаторы тока ТАТ 6
Трансформаторы тока GSR 18
Трансформаторы тока ТФНД-110М 3
Трансформаторы тока ТПЛ 6
Трансформаторы тока ТОЛ 10-1 12
Трансформаторы тока ТШЛ-10 2
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-20-63 6
Трансформаторы напряжения ЗНОМ-15-63 3
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ.06 3
Трансформаторы напряжения TJC 6-G 3
Трансформаторы напряжения НАМИ-220 УХЛ1 6
Трансформаторы напряжения НКФ-110-57 У1 6
Трансформаторы напряжения НТМИ-10-66 4
Счетчики электрической энергии трехфазные статические СЭТ-
4ТМ.03М
Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-
4ТМ.03
Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000»1
Методика поверки1
Формуляр1
Инструкция по эксплуатации1
Поверка
осуществляется по документу МП 64518-16 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Общества с ограниченной
ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ»). Методика поверки», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» 17.05.2016 г.
Перечень основных средств поверки:
-
трансформаторовтока–всоответствиисГОСТ8.217-2003«ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
Лист № 15
Всего листов 16
-
трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без
отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
счетчиков СЭТ-4ТМ.03 – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124
РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ.
Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10
сентября 2004 г.;
-
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем с ГЦИ СИ ФГУ
«Нижегородский ЦСМ»;
-
для УСПД ЭКОМ-3000М – в соответствии с документом «ГСИ. Комплекс
программно-техническийЭКОМ-3000.Методикаповерки.ПБКМ.421459.003МП»,
утвержденным ГЦИ СИ ВНИИМС в 2009 г.;
-
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 «TESTO» (мод. 608-H1): диапазон измерений температуры
от 0 до + 50 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 15 до
80 %, дискретность 0,1 %.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с
приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка
проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию
свидетельства о поверке».
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы
коммерческогоучётаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)Обществасограниченной
ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ») с изменением №1. Внесена в
Федеральный информационныйфонд пообеспечению единства измеренийпод
№ ФР.1.34.2012.11561
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергииОбществас
ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ» (ООО «ТТЭЦ»)
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические
условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные
системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Лист № 16
Всего листов 16
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Тобольская ТЭЦ»
(ООО «ТТЭЦ»)
ИНН 7206048859
Юридический адрес:
626150, Тюменская область, г Тобольск, Северо-Восточный промышленный узел
Телефон/факс: (3456) 39-53-59
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энрима»
(ООО «Энрима»)
Юридический адрес:
614017, г. Пермь, ул. Уральская, д. 93
Телефон/факс: (342) 249-48-38
E-mail:
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Телефон/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
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 |
| 36515-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Редуктор" | Нет данных | ООО "Энергопромналадка", г.Ижевск | 4 года | Перейти |
| 67768-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/10 кВ Литовко филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Хабаровского ПМЭС | Нет данных | ООО "Телекор ДВ", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 68396-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиал "ПМУ" АО "ОХК "УРАЛХИМ" в г. Перми | Нет данных | АО "РЭС Групп", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 70160-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Гринхаус" | Нет данных | ООО "Энергометрология", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 82104-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "КЭС" (ООО ОПХ "Искра", ООО "Пищевые Ингредиенты", ООО "Гранд-Стар", АО фирма "Агрокомплекс" им.Н.И.Ткачева) | - | Общество с ограниченной ответственностью "КЭС" (ООО "КЭС"), Краснодарский край, г. Краснодар | 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