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 электрической энергии ООО "Котовская ТЭЦ" Нет данных, ГРСИ 66073-16
Номер госреестра:
66073-16
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО "Котовская ТЭЦ"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
ООО "Центрэнерго", г.Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 64556
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии ООО «Котовская ТЭЦ»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ООО «Котовская ТЭЦ» предназначена для измеренияактивной и
реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени,
автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, а также передачу
данных в утвержденных форматах другим удаленным заинтересованным пользователям.
Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизиро-
ванную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому
календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной
дискрет-ностью учета (30 мин),
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию
повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от
несанкционированного доступа,
- передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений,
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоя-
нии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей),
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциониро-
ванного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.),
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ,
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ,
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измери-
тельные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-01,
измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 и 0,5 по
ГОСТ 1983-01, многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии
СЭТ-4ТМ.03М и его модификация СЭТ-4ТМ.03М.08 (ГР № 36697-12) класса точности (КТ)
0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и
ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2
(35 точек измерения). Ввиду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5
пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений
аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее-УСПД) типа RTU-325Т (моди-
фикация RTU-325T-E2-M4-B8-In-D (ГР № 44626-10), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК)
включающий в себя сервер с установленным программным обеспечением «АльфаЦЕНТР»,
устройствосинхронизациисистемноговременитипаУССВ-2(ГР№54074-13),
Лист № 2
Всего листов 12
локально-вычислительную сеть,автоматизированные рабочие места, технические средства
приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия
между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной
сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-
маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-
пают 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. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД, где производится хранение измерительной
информации, ее накоплениеи передача накопленных данных по проводным линиям на
верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД
устройствам.
На верхнем- третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-
ной информации, в частности, формирование с учетом коэффициентов трансформации
трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН), и хранение поступающей
информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов
измерения и состояний средств измерений (журналы событий) в АО «АТС», филиал
АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от ИВК по сети
Internet в автоматическом режиме в формате XML с использованием электронной цифровой
подписи (ЭЦП).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на
основе устройства синхронизации системного времени УССВ-2, принимающего сигналы
точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС)
исинхронизирующимсобственноевремяпосигналамвремени,получаемымот
ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех
уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время в УСПД
RTU-325Т и сервера синхронизируется с временем УССВ-2, сличение времени ежесекундное,
погрешность синхронизации не более ± 0,1 с. Сличение времени счетчиков ИИК с временем
УСПД RTU-325Т осуществляется каждые 30 минут. Синхронизация осуществляется при
расхождении времени более чем на ± 2 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера 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 на уровне ИВК используется программное обеспечение (ПО)
«АльфаЦЕНТР». Версия 12.1
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 12
Наименование
присоединения
Трансформатор
тока
Трансформатор
напряжения
Счетчик
УСПД
УССВ
Вид электроэнергии
1
ТГ-4
ТШВ-15Б
ф.А № 652
ф.В № 657
ф.С № 633
8000/5 ,КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162252
КТ 0,2S/0,5
2
ТВ-110-1-5-У2
ф.А № 1523
ф.В № 1511
ф.С № 0545
600/5, КТ 0,5S
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803160001
КТ 0,2S/0,5
УССВ-2, зав. № 001869
Активная
Реактивная
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значения
12
Наименование ПО АльфаЦЕНТР
Идентификационное наименование ПО
ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО12.1
Цифровой идентификатор ПО3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОmd5
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений по Р 50.2.077-2014- средний.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на
ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-
разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений
в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки
фальсифицированногоПОиданных,считыванияизпамяти,удаленияилииных
преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ должны соответствовать
положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении
положения о единицах величин,допускаемых к применению в Российской Федерации»,
ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства
измерений.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой
величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений,
входящих в состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
Состав измерительного канала
Номер измерительного
канала
1
2
3
5678
ВЛ 110 кВ
Котовской
ТЭЦ-2 - Ко-
товская I цепь
(ВЛ-110кВ
Шаховская -1)
4
ЗНОМ-15
ф.А №41603
ф.В №40607
ф.С №41805
10000/100
КТ 0,5
НАМИ-110 УХЛ1
ф.А №137
ф.В №193
ф.С №233
110000/100
КТ 0,2
RTU-325T-E2-M4-B8-In-D,
зав. № 010004
Лист № 4
Всего листов 12
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0801160169
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0801160174
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0801160024
КТ 0,2S/0,5
НОМ-35-66
ф.А № 1272601
ф.В № 1272565
ф.С № 1278692
35000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162312
КТ 0,2S/0,5
7
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162189
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0801160088
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162209
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803160103
КТ 0,2S/0,5
RTU-325T-E2-M4-B8-In-D, зав. № 010004
УССВ-2, зав. № 001869
Активная
Реактивная
4
5678
Продолжение таблицы 2
123
ВЛ 110 кВ
Котовской ТВГ-УЭТМ-110
ТЭЦ-2 - Ко- ф.А № 2214-13
3 товская II ф.В № 2213-13
цепь (ВЛ- ф.С № 2212-13
110кВ Ша-600/5, КТ 0,2S
ховская -2)
НАМИ-110 УХЛ1
ф.А №235
ф.В №275
ф.С №176
110000/100,
КТ 0,2
ВЛ 110 кВ
ТЭЦ-2-
№4 II цепь
Котовской
ТВ-110-1-5-У2
ф.А № 1515
ф.С № 1519
4
Тамбовская
ф.В № 1513
отпай
к
ами
с
600/5, КТ 0,5S
ВЛ 110 кВ Ко-
№4
пайками
ф.А № 1522
товской
ТЭЦ-
ТВ-110-1-5-У2
5
2-Тамбовская
ф.В № 1516
ф.С № 1514
I цепь
с от-
600/5, КТ 0,5S
НАМИ-110 УХЛ1
ф.А №137
ф.В №193
ф.С №233
110000/100,
КТ 0,2
НАМИ-110 УХЛ1
ф.А №235
ф.В №275
ф.С №176
110000/100
КТ 0,2
ВЛ 35кВ
КотовскаяТВ-35-II-1
ТЭЦ-2- ф.А № 1224
6Знаменская сф.В № 1217
отпайкамиф.С № 1225
(ВЛ 35 кВ 300/5, КТ 0,5
Знаменская-1)
Т-3
ТГ-4
ф.В № 778
ТВИ-110
Трансформа-
ф.А № 780
тор блока
ф.С
№ 779
1000/5, КТ 0,5S
хода №1
ф.А № 01070
Линия собст-
ТПК-10
8вен
н
ого рас-
ф.С № 01062
600/5, КТ 0,5S
хода №2
ф.А № 01057
Линия собст-
ТПК-10
9венного рас-
ф
.С
№ 01068
600/5, КТ 0,5S
Линия ре-
ф.С № 01061
ТПК-10
10зервного пи-
ф.А № 01063
та
н
ия №1
600/5, КТ 0,5S
НАМИ-110 УХЛ1
ф.А №235
ф.В №275
ф.С №176
110000/100
КТ 0,2
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0836
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0831
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0836
6000/100
КТ 0,5
Лист № 5
Всего листов 12
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803160089
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803161323
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803161391
КТ 0,2S/0,5
14
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162326
КТ 0,2S/0,5
15
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162221
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162291
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803161349
КТ 0,2S/0,5
18
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162284
КТ 0,2S/0,5
19
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162301
КТ 0,2S/0,5
RTU-325T-E2-M4-B8-In-D, зав. № 010004
УССВ-2, зав. № 001869
Активная
Реактивная
Продолжение таблицы 2
123
5678
тания №2
ф.А № 01053
Линия ре-
ТПК-10
11зервного пи-
ф.С
№ 01069
600/5, КТ 0,5S
Т-1
ТВ-35-25-У2
ф.А № 2315
12
сторона 35 кВ
ф.В № 2328
ф.С № 2552
300/5, КТ 0,5
Т-2
ТВ-35-25-У2
ф.А № 1929
13
сторона 35 кВ
ф.В № 1932
ф.С № 1825
300/5, КТ 0,5
ТПОФ-10
Линия связи сф.А № 3035
ТЭЦ-1 №1 ф.С № 2496
1000/5, КТ 0,5
ТПОЛ-10
Линия связи сф.А № 30961
ТЭЦ-1 №2 ф.С № 1603
1000/5, КТ 0,5
Т-1
ТПК-10
ф.А № 01067
16
сторона 6 кВ
ф.В № 01064
ф.С № 01066
Т-2
1500/5, КТ 0,5S
ТПК-10
ф.А № 00615
17
сторона 6 кВ
ф.В № 01065
ф.С № 00614
1500/5, КТ 0,5S
ТПОФ-10
ф.А № 1909
СУ ТЭЦ ф.С № 1032
600/5, КТ 0,5
ТПОФ-10
ф.А № 2873
ЛКЗ №3 ф.С № 1151
600/5, КТ 0,5
4
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0831
6000/100
КТ 0,5
НОМ-35-66
ф.А № 1272601
ф.В № 1272565
ф.С № 1278692
35000/100,
КТ 0,5
ЗНОМ-35-65
ф.А № 1341033
ф.В № 1340986
ф.С № 1341615
35000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0836
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0831
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0836
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0831
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0836
6000/100
КТ 0,5
Trial-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0831
6000/100
КТ 0,5
Лист № 6
Всего листов 12
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803161336
КТ 0,2S/0,5
21
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162319
КТ 0,2S/0,5
22
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162270
КТ 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162350
КТ 0,2S/0,5
24
ЛКЗ №1
ТПОФ-10
ф.А № 2883
ф.С № 1864
600/5, КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803161012
КТ 0,2S/0,5
25
АО «Алмаз»
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162228
КТ 0,2S/0,5
26
Новый
обьект-33
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0812136753
КТ 0,2S/0,5
27
ТСК-2
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0812136220
КТ 0,2S/0,5
28
Линия
резервного
питания
№3
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803160906
КТ 0,2S/0,5
29
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803160997
КТ 0,2S/0,5
RTU-325T-E2-M4-B8-In-D, зав. № 010004
УССВ-2, зав. № 001869
Активная
Реактивная
5678
КЗНМ
Продолжение таблицы 2
123
ТПОЛ-10
ф.А № 21812
20ф.В № 21813
ф.С № 21814
600/5, КТ 0,2S
ТПОФ-10
ф.А № 1040
ЛКЗ №2 ф.С № 2434
600/5, КТ 0,5
ТПОЛ-10
ф.А № 35789
ТСК-1 ф.С № 46625
1000/5, КТ 0,5
ф.С № 6708
ТПОЛ-10
23Новый
ф.А № 8595
об
ь
ек
т
-5
1000/5, КТ 0,5
4
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0831
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0831
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0836
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0836
6000/100
КТ 0,5
Ввод
рабочего пи-
тания на сек-
цию "3Р"
ТПК-10
ф.А № 01059
ф.В № 01060
ф.С № 01058
400/5, КТ 0,5S
ТПОЛ-10
ф.А № 24741
ф.В № 24868
ф.С № 24734
1000/5, КТ 0,5
ТПОЛ-10
ф.А № 24736
ф.В № 24718
ф.С № 24740
1000/5, КТ 0,5
ТПОЛ-10
ф.А № 3930
ф.В № 2995
ф.С № 3097
1500/5, КТ 0,5
ТОЛ-10-У3
ф.А № 4589
ф.С № 4788
1500/5, КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0836
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0831
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0831
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0831
6000/100
КТ 0,5
НАМИТ-10-
2УХЛ2
ф.А,В,С № 0836
6000/100
КТ 0,5
НТМИ-6-66-У3
ф.А,В,С № 10378
6000/100
КТ 0,5
Лист № 7
Всего листов 12
30
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162294
КТ 0,2S/0,5
31
Т-1
сторона
110 кВ
ТВ-110-1-5-У2
ф.А № 1520
ф.В № 1521
ф.С № 1518
200/5, КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162266
КТ 0,2S/0,5
32
Т-2
сторона
110 кВ
ТВ-110-1-5-У2
ф.А № 1512
ф.В № 1517
ф.С № 1510
200/5, КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162207
КТ 0,2S/0,5
33
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162308
КТ 0,2S/0,5
34
Ввод
резервного
питания на
секцию "4Р"
ТОЛ-10-У3
ф.А № 4744
ф.С № 4745
1500/5, КТ 0,5
НТМИ-6-66-У3
ф.А,В,С № 70365
6000/100
КТ 0,5
СЭТ-4ТМ.03М
№ 0803162322
КТ 0,2S/0,5
УССВ-2, зав. № 001869
Активная
Реактивная
Продолжение таблицы 2
12345678
Ввод
рабочего пи-
тания на сек-
цию "4Р"
ТОЛ-10-У3
ф.А № 4599
ф.С № 4728
1500/5, КТ 0,5
НТМИ-6-66-У3
№ 70365
6000/100
КТ 0,5
НАМИ-110 УХЛ1
ф.А №137
ф.В №193
ф.С №233
110000/100
КТ 0,2
НАМИ-110 УХЛ1
ф.А №235
ф.В №275
ф.С №176
110000/100
КТ 0,2
Ввод
резервного
питания на
секцию "3Р"
ТОЛ-10-У3
ф.А № 4696
ф.С № 4691
1500/5, КТ 0,5
НТМИ-6-66-У3
ф.А,В,С № 10378
6000/100
КТ 0,5
Ввод-0,4 кВ
35Контейнер
"Билайн"
ТОП-0,66
ф.А № 3017388
ф.В № 3017384
ф.С № 3017389
10/5, КТ 0,5S
СЭТ-4ТМ.03М.08
-№ 0802161204
КТ 0,2S/0,5
RTU-325T-E2-M4-B8-In-D
зав. № 010004
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК)
при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации
(параметры сети: напряжение (0,9-1,1)Uном, ток (0,01-1,2) Iном для ИК №2,3,4,5,7,
8-11,16,17,20,25,35;ток(0,05-1,2)IномдляИК№1,6,12-15,18,19,21-24,26-30,33,34;
0,5 инд.
≤
cos φ
≤
0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных
трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков электрической
энергии от минус 40 до плюс 60
°
С, для УСПД от 5 до 50 °С, сервера от 10 до 35 °С) приведены
в таблице 3.Температура воздуха в местах расположения счетчиков для ИК №1-34 от 15
до 35 °С, для ИК № 35 от минус 40 до плюс 40 °С.
Значение
cosφ
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС
КУЭ при измерении активной (реактивной) электроэнергии энергии в рабочих условиях
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении
Номер ИКактивной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях , %
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2) %
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
АР АР АР АР
2,4,5,7 0,5 ±5,3 ±2,6 ±2,8 ±1,5 ±1,9 ±1,2 ±1,9 ±1,2
0,8 ±2,8 ±4,4 ±1,5 ±2,5 ±1,1 ±1,8 ±1,1 ±1,8
1±1,8Не норм±1,0Не норм±0,7Не норм±0,7Не норм
Лист № 8
Всего листов 12
Продолжение таблицы 3
АРАРАРАР
1,6,12-15,0,5- - ±5,4 ±2,5 ±2,9 ±1,4 ±2,2 ±1,1
18,19,21-24,0,8--±2,9±4,3±1,6±2,4±1,3±1,8
26-30,33,34
1--±1,8 Не норм±1,1 Не норм±0,9 Не норм
3 0,5 ±2,1 ±1,4 ±1,3 ±1,1 ±1,0 ±1,0 ±1,0 ±1,0
0,8 ±1,3 ±2,0 ±0,9 ±1,5 ±0,7 ±1,3 ±0,7 ±1,3
1±1,0Не норм±0,7Не норм±0,5Не норм±0,5Не норм
200,5±2,3 ±1,6±1,7 ±1,3±1,5 ±1,2±1,5 ±1,2
0,8±1,5±2,2±1,1±1,7±0,9±1,5±0,9±1,5
1±1,2Не норм±0,9Не норм±0,7Не норм±0,7Не норм
8-11,0,5±5,4 ±2,5±3,0 ±1,4±2,2 ±1,1±2,2 ±1,1
16,17,250,8±2,9 ±4,3±1,7 ±2,4±1,3 ±1,8±1,3 ±1,8
1±1,8Не норм±1,1Не норм±0,9Не норм±0,9Не норм
31,320,5 - -±5,3 ±2,5±2,7 ±1,5±1,9 ±1,2
0,8--±2,8±4,4±1,5±2,4±1,1±1,8
1--±1,8Не норм±0,9Не норм±0,7Не норм
350,5 ±5,5 ±3,6±3,0 ±3,0±2,3 ±2,8±2,3 ±2,8
0,8±2,9±5,4±1,8±4,1±1,4±3,7±1,4±3,7
1±1,9Не норм±1,2Не норм±0,9Не норм±0,9Не норм
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала
при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение
(0,98-1,02) Uном; ток (0,01-1,2) Iном для ИК №2,3,4,5,7,8-11,16,17,20,25,35 и ток (0,05-1,2) Iном
для ИК №1,6,12-15,18,19,21-24,26-30,33,34; cosφ=0,9 инд; температура окружающей среды
(20
±
5)
°
С приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного
канала АИИС КУЭ при измерении активной (реактивной) электрической энергии
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при
Номер ИКизмерении активной (реактивной) электрической энергии, %
Значение
cosφ
d
1(2)%
,
I
1(2) %
£
I
изм
< I
5 %
d
5 %
,
I
5 %
£
I
изм
< I
20 %
d
20 %
,
I
20 %
£
I
изм
< I
100 %
d
100 %
,
I
100 %
£
I
изм
£
I
120 %
2,4,5,7 0,5
0,8
1
1,6,12-15,0,5
18,19,21-24,
0,8
26-30,33,34
1
3 0,5
0,8
1
200,5
0,8
1
8-11, 0,5
16,17,25 0,8
1
31,320,5
0,8
АР
±5,3 ±2,5
±2,8 ±4,3
±1,7 Не норм
--
--
--
±2,0±1,3
±1,3±1,8
±1,0 Не норм
±2,3±1,4
±1,5±2,0
±1,1 Не норм
±5,4±2,5
±2,9±4,3
±1,8 Не норм
- -
- -
АР
±2,8 ±1,4
±1,5 ±2,3
±1,0 Не норм
±5,4 ±2,5
±2,9 ±4,3
±1,8 Не норм
±1,3 ±0,9
±0,9 ±1,3
±0,7 Не норм
±1,7 ±1,1
±1,1 ±1,6
±0,8 Не норм
±3,0 ±1,4
±1,7 ±2,4
±1,1 Не норм
±5,3 ±2,5
±2,8 ±4,3
АРАР
±1,9 ±1,1 ±1,9 ±1,1
±1,1 ±1,6 ±1,1 ±1,6
±0,7 Не норм ±0,7 Не норм
±2,9 ±1,4 ±2,2 ±1,1
±1,6 ±2,4 ±1,2 ±1,8
±1,1 Не норм ±0,9 Не норм
±0,9 ±0,8 ±0,9 ±0,8
±0,6 ±1,0 ±0,6 ±1,0
±0,5 Не норм ±0,5 Не норм
±1,4 ±1,0 ±1,4 ±1,0
±0,9 ±1,3 ±0,9 ±1,3
±0,7 Не норм ±0,7 Не норм
±2,2 ±1,1 ±2,2 ±1,1
±1,2 ±1,8 ±1,2 ±1,8
±0,9 Не норм ±0,9 Не норм
±2,7 ±1,4 ±1,9 ±1,1
±1,5 ±2,2 ±1,1 ±1,6
Лист № 9
Всего листов 12
Продолжение таблицы 4
АРАР
1--±1,7Не норм
350,5 ±5,3 ±2,4±2,7 ±1,3
0,8±2,8±4,3±1,5±2,3
1±1,7Не норм±0,9Не норм
АР
±0,9 Не норм
±1,8 ±1,0
±1,0 ±1,5
±0,6 Не норм
АР
±0,7 Не норм
±1,8 ±1,0
±1,0 ±1,5
±0,6 Не норм
Надежность применяемых в системе компонентов
электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М
- среднее время наработки на отказ не менее 140 000 ч,
Сервер
- среднее время наработки на отказ не менее 70 000 ч,
УСПД
- среднее время наработки на отказ не менее 55 000 ч,
УССВ-2
- среднее время наработки на отказ не менее 74500 ч,
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для
пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими
пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей
на счетчиках УСПД и сервере;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию
пользователей и эксплуатационного персонала;
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчике (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - каждый массив профиля при времени интегрирова-
ния 30 мин составляет113 суток;
-УСПД- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому
каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу- не менее 45 суток;
при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -
не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измеритель-
ные каналы и на комплектующие средства.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Лист № 10
Всего листов 12
Наименование компонента системы
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Количество
1
Номер в
Гос.реестре СИ
2
3
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-
4ТМ.03М, КТ 0,2S/0,5
36697-12
35 шт.
Трансформатор тока ТШВ-15Б, КТ 0,5 5719-08 3 шт.
Трансформатор тока ТВ-110-1 (модификация ТВ-110-1 -5-У2,19720-0515 шт.
КТ 0,5S
Трансформатор тока ТВГ-УЭТМ-110 , КТ 0,2S 52619-13 3 шт.
Трансформатор тока ТВ-35-II-1, КТ 0,5 3186-72 3 шт.
Трансформатор тока ТВИ-110, КТ 0,5 S
30559-11 3 шт.
Трансформатор тока ТПК-10, КТ 0,5S
22944-07 17 шт.
Трансформатор тока ТВ-35-25-У2, КТ 0,5 3187-72 6 шт.
Трансформатор тока ТПОФ-10, КТ 0,5 518-50 10 шт.
Трансформатор тока ТПОЛ-10, КТ 0,5 1261-08 18 шт.
Трансформатор тока ТОЛ-10-У3, КТ 0,56009-128 шт.
Трансформатор тока ТОП-0,66, КТ 0,5S 47959-113 шт.
Трансформатор напряжения ЗНОМ-15, КТ 0,51593-053 шт.
Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1, КТ 0,2 24218-13 6 шт.
Трансформатор
напряжения
НОМ-35-66, КТ 0,5
187-053 шт.
Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2УХЛ2, КТ 0,5 16687-06 2 шт.
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66-У3, КТ 0,52611-705 шт.
Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65, КТ 0,5 912-07 3 шт.
УСПД RTU-325Т 44626-10 1 шт.
Сервер сбора и хранения БД типа IPC-610MB-F - 1 шт.
54074-131 шт.
-2 шт.
-1 шт.
Устройство синхронизации системного времени УССВ-2
Автоматизированное рабочее место
Специализированное ПО «АльфаЦЕНТР» в составе ИВК
Наименование документации
Методика поверки МП 4222-01-7719888719-2016
-1экз.
Формуляр ФО 4222-01-7719888719-2016-1экз.
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-01-7719888719-2016 «Система автоматизированная ин-
формационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Котовская
ТЭЦ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 20.09.2016 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
-трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003.
-трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011.
-счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии
с методикой поверки «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М.
Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1»,
утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижнегородский ЦСМ» 04 мая 2011 г.
- устройство синхронизации времени УССВ-2 в соответствии с документом
МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени
УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва»
17 мая 2013 г.
Лист № 11
Всего листов 12
-УСПД RTU-325Т в соответствии с документом «Устройства сбора и передача данных
RTU-325Н и RTU-325Т. Методика поверки ДЯИМ.466215.005МП», утвержденным ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04.
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12.
- вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А», ГР №22029-10.
Допускаетсяприменятьсредстваповерки,неприведенныевперечне,но
обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой
точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со
штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методыизмерений,которыеиспользуютсявсистемеавтоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ООО «Котовская
ТЭЦ» приведены в документе - «Методика (методы) измерений электрической энергии
с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учёта электрической энергии ООО «Котовская ТЭЦ» - МВИ 4222-01-7719888719-2016.
Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об
аттестации № 138/RA.RU 311290/2015/2016 от 12 сентября 2016 г.
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистемеавтоматизи-
рованной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии
ООО «Котовская ТЭЦ»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности
0,2 S и 0,5 S.
ГОСТ31819.23-2012.Аппаратурадляизмеренияэлектрическойэнергии
переменного тока. Частные требования. Часть 23.Статические счетчики реактивной энергии.
(IЕС 62053-23:2003, MOD).
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ЦентрЭнерго» (ООО «ЦентрЭнерго»)
Адрес: Российская Федерация, 121552, г. Москва, ул. Ярцевская, д.34, стр.1, офис 8
ИНН 7709340987
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Электроцентропроект»
(ООО «Электроцентропроект»)
Адрес: Российская Федерация, 105037, г. Москва, ул. 3-я Прядильная, дом 11, комната 6
ИНН 7719888719
Лист № 12
Всего листов 12
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Самарский центр стандартизации, метрологии и
испытаний в Самарской области» (ФБУ «Самарский ЦСМ»)
Адрес: 443013, пр. Карла Маркса,134, г. Самара
Телефон: 8 (846) 3360827
Аттестат аккредитации ФБУ «Самарский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU 311281 от 16.11.2015 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 |
| 61927-15 | Система автоматизированная коммерческого учета энергоресурсов ГУП "Мосгортранс" (АСКУЭПР ГУП "Мосгортранс") | Нет данных | ГУП "Мосгортранс", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 47275-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Дубиновка" Южно-Уральской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Оренбургской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 19040-11 | Системы информационно-измерительные | ТОК | ООО "СКБ Амрита", г.Пенза | 4 года | Перейти |
| 55503-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "АК "Транснефть" в части ОАО "Мостранснефтепродукт" по НС "Солнечногорская" | Нет данных | ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново | 4 года | Перейти |
| 58348-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Новогорьковской ТЭЦ ОАО "ТГК-6" | Нет данных | ООО "Инфинити", г.Нижний Новгород | 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