ГРСИ 68738-17: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО "ТГК-16"

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

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
68739-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО "ТГК-16" - "Казанская ТЭЦ-3" Нет данных, ГРСИ 68738-17

Смотреть ГРСИ
68737-17

Номер госреестра:

68738-17

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ОАО "ТГК-16", г.Казань

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 1

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 67352

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 12

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» -

«Казанская ТЭЦ-3»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская

ТЭЦ-3» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной

электроэнергии.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную

систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ),

включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные

трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической

энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства

приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ,

включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие

места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств,

выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (один раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к

единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной

дискретностью 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 результатов измерений смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и

мощности (ОРЭМ);

обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб,

паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков, ведение и передачу журнала

событий ИВК;

предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).

Лист № 2

Всего листов 12

Принцип действия

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами

в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на

измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых

сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического

тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные

значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов

времени 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным и оптическим линиям связи

поступает на сервер ИВК, где осуществляется хранение и накопление измерительной

информации.

Сервер ИВК с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает

счетчики и считывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий для каждого канала

учета. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков

производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука)

через последовательный или оптический интерфейс счетчиков.

В АИИС КУЭ газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3»

в качестве подсистемы входит АИИС КУЭ филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3»

(вторая очередь), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде средств

измерений 60384-16 (Рег. № 60384-16). Результаты измерений и записи журналов событий

средств измерения измерительных каналов №№ 1.1-1.6, 1.21-1.54 упомянутой АИИС КУЭ

(Рег. № 60384-16) передаются в ИВК АИИС КУЭ газотурбинной установки филиала

ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» по локальной вычислительной сети предприятия.

Сервер ИВК при помощи программного обеспечения (ПО) «ПИРАМИДА 2000»

осуществляетобработкуизмерительнойинформации(умножениенакоэффициенты

трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины),

объединение информации из подсистемы (регистрационный номер 60384-16) в единую базу

данных, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов (отчеты

в формате XML - макеты электронных документов 80020, 80030, 51070), а также их шифрование

и заверение электронной цифровой подписью (ЭЦП).

С уровня ИВК АИИС КУЭ осуществляется передача подписанных ЭЦП XML-макетов

80020, 80030, 51070 в АО «АТС», региональные подразделения АО «СО ЕЭС» и смежным

субъектам ОРЭМ. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт∙ч, Q, квар∙ч) передаются

в целых числах.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные

коммерческого учета, а также журналы событий соотнесены с единым календарным временем.

Единое календарное время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого

времени (СОЕВ).

СОЕВ АИИС КУЭ состоит из часов радиосервера точного времени РСТВ-01-01

(Рег. № 40586-12), зав. номер 160908, сервера ИВК и счетчиков электроэнергии.

Радиосервер точного времени РСТВ-01-01 принимает сигналы точного времени от

спутников системы ГЛОНАСС, формирует сигналы синхронизации и с использованием

NTP-протокола передает сигналы синхронизации серверу ИВК. Синхронизация часов сервера

ИВК осуществляется с цикличностью не реже одного раза в 1024 с вне зависимости от величины

расхождения. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера ИВК происходит при каждом

обращении к счетчику, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении

показаний часов счетчика и сервера ИВК на величину более чем ±2 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения

«ПИРАМИДА 2000» представлены в таблице 1.

Лист № 3

Всего листов 12

Наименование ПО

MD5

Наименование ПО

MD5

Наименование ПО

MD5

Наименование ПО

MD5

Наименование ПО

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Идентификационные данные (признаки)Значение

Модуль вычисления значений энергии

и мощности по группам точек учета

Идентификационное наименование ПОCalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО 3

Цифровой идентификатор ПОe55712d0b1b219065d63da949114dae4

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

программного обеспечения

MD5

Модуль расчета небаланса

энергии/мощности

CalcLeakage.dll

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

программного обеспечения

Модуль вычисления значений энергии

потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

программного обеспечения

Общий модуль, содержащий функции,

используемые при вычислениях

различных значений и проверке точности

вычислений

Metrology.dll

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

программного обеспечения

Модуль обработки значений физических

величин, передаваемых в бинарном

протоколе

ParseBin.dll

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

программного обеспечения

Лист № 4

Всего листов 12

Наименование ПО

MD5

Наименование ПО

MD5

Наименование ПО

MD5

Наименование ПО

MD5

Наименование ПО

MD5

Продолжение таблицы 1

Модуль обработки значений физических

величин, передаваемых по протоколам

семейства МЭК

ParseIEC.dll

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентифика-

тора программного обеспечения

Модуль обработки значений физических

величин, передаваемых по протоколу

Modbus

ParseModbus.dll

c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентифика-

тора программного обеспечения

Модуль обработки значений физических

величин, передаваемых по протоколу

Пирамида

ParsePiramida.dll

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Идентификационное наименование ПО

Trial версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентифика-

тора программного обеспечения

Модуль формирования расчетных схем

и контроля целостности данных

нормативно-справочной информации

SynchroNSI.dll

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентифика-

тора программного обеспечения

Модуль расчета величины рассинхрони-

зации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентифика-

тора программного обеспечения

Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 5

Всего листов 12

Метрологические и технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 3 и 4.

КТЭЦ-3, ОРУ-

220 кВ, яч.2, ВЛ

220 кВ

Казанская ТЭЦ-

3 -

Киндери I цепь

ТОГФ (П)

(ТОГФ-220)

Кл.т. 0,2S

ТТ

= 1000/5

Зав. №№ 455;

456; 457

Рег. №

61432-15

К=

220000/ 3

ТН

100/ 3

Зав. №№ 342; 349;

344

Рег. №

20344-05

2 СШ:

НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,2

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

0812135332

Рег. №

36697-12

Активная

Реактивная

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

0810092946

Рег. №

36697-08

Сервер ИВК

РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12), зав. номер 160908

Активная

Реактивная

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

Состав ИИК АИИС КУЭ

№Наименование

ИИКобъекта

ТТ

ТНСчетчикИВК

123

Вид

электро-

энергии

456

1 СШ:

НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,2

К=

Рег. №

220000/ 3

ТН

100/ 3

Зав. №№ 339; 340;

341

Рег. №

20344-05

1 СШ:

НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,2

TAG

К=

123/245/362/550 Зав. №№ 342; 349;

КТЭЦ-3, ОРУ-(TAG-245)344

220 кВ, яч.4, Кл.т. 0,2S Рег. №

КВЛ 220 кВ К

ТТ

= 1000/5 20344-05

2Казанская ТЭЦ-Зав. №№

3 - 30115412; 2 СШ:

Зеленодольская 30115413; НАМИ-220 УХЛ1

II цепь30115414Кл.т. 0,2

100/

29694-08

ТН

220000/

Зав. №№ 339; 340;

341

Рег. №

20344-05

Лист № 6

Всего листов 12

КТЭЦ-3, ОРУ-

220 кВ, яч.6, ВЛ

220 кВ

Казанская ТЭЦ-

3 - Киндери II

цепь

ТОГФ (П)

(ТОГФ-220)

Кл.т. 0,2S

ТТ

= 1000/5

Зав. №№ 452;

453; 454

Рег. №

61432-15

К=

220000/ 3

ТН

100/ 3

Зав. №№ 342; 349;

344

Рег. №

20344-05

2 СШ:

НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,2

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

0812135250

Рег. №

36697-12

Активная

Реактивная

КТЭЦ-3, ОРУ-

220 кВ, яч.8,

КВЛ 220 кВ Ка-

занская ТЭЦ-3 -

Зеленодольская

I цепь

ТОГФ (П)

(ТОГФ-220)

Кл.т. 0,2S

ТТ

= 1000/5

Зав. №№ 449;

450; 451

Рег. №

61432-15

220000/ 3

Зав.

100/ 3

№№ 342; 349; 344

Рег. №

20344-05

2 СШ:

НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,2

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

0803147432

Рег. №

36697-12

Сервер ИВК

РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12), зав. номер 160908

Активная

Реактивная

Продолжение таблицы 2

123

4567

1 СШ:

НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,2

К=

220000/ 3

ТН

100/ 3

Зав. №№ 339; 340;

341

Рег. №

20344-05

1 СШ:

НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,2

ТН

К=

220000/ 3

ТН

100/ 3

Зав. №№ 339; 340;

341

Рег. №

20344-05

Лист № 7

Всего листов 12

КТЭЦ-3, ОРУ-

220 кВ, яч.9, ОВ

ТОГФ (П)

(ТОГФ-220)

Кл.т. 0,2S

ТТ

= 2000/5

Зав. №№ 554;

555; 556

Рег. №

61432-15

К=

220000/ 3

ТН

100/ 3

Зав. №№ 342; 349;

344

Рег. №

20344-05

2 СШ:

НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,2

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

0812135352

Рег. №

36697-12

Активная

Реактивная

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

0810091199

Рег. №

36697-08

Сервер ИВК

РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12), зав. номер 160908

Активная

Реактивная

Продолжение таблицы 2

123

4567

1 СШ:

НАМИ-220 УХЛ1

Кл.т. 0,2

К=

КТЭЦ-3, ОРУ-

6110, яч.12,

РТСН «3ТР»

Рег. №

220000/ 3

ТН

100/ 3

Зав. №№ 339; 340;

341

Рег. №

20344-05

1 с.ш.:

ЗНГ (ЗНГ-110)

Кл.т. 0,2

К=

110000/ 3

TAG

100/ 3

123/245/362/550 Зав. №№ 480; 481;

(TAG-123)482

Кл.т. 0,2S Рег. №

ТТ

= 1000/541794-09

Зав. №№

30115406;2 с.ш.:

30115407; ЗНГ (ЗНГ-110)

30115408Кл.т. 0,2

100/

29694-08

ТН

110000/

Зав. №№ 486; 487;

488

Рег. №

41794-09

Лист № 8

Всего листов 12

TBS-24

Кл.т. 0,2S

ТТ

= 16000/5

Зав. №№

000004; 000005;

000006

Рег. №

64418-16

UKM (UKM 36)

Кл.т. 0,2

К=

19000/ 3

ТН

100/ 3

Зав. №№

483470201;

483470202;

483470203

Рег. № 58436-14

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

0812135195

Рег. №

36697-12

Сервер ИВК

РСТВ-01-01 (Рег. № 40586-12),

зав. номер 160908

Активная

Реактивная

Продолжение таблицы 2

1234567

7КТЭЦ-3, ТГ-7

1 - 7

ТТ - 0,2S

ТН - 0,2

Счетчик - 0,2S

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении активной

электроэнергии и мощности

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при

Коэф.измерении активной электроэнергии и мощности (

)

Номер ИИК

мощности

1(2)%

20%

100%

cos

1(2)%

≤I

изм

≤I

из

20%

≤I

из

100%

≤I

из

≤I

120%

оР

1,0±1,0±1,2±0,6±0,8±0,5±0,8±0,5±0,8

0,9±1,0±1,2±0,7±0,9±0,5±0,8±0,5±0,8

0,8±1,2±1,3±0,8±1,0±0,6±0,9±0,6±0,9

0,7±1,3±1,5±0,9±1,1±0,7±0,9±0,7±0,9

0,5±1,8±2,0±1,3±1,4±0,9±1,2±0,9±1,2

оР

- пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении активной

электрической энергии и активной средней мощности;

- пределы допускаемой относительной погрешности при измерении активной

электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях эксплуатации

АИИС КУЭ

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении реактивной

электроэнергии и мощности

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК

Коэф.при измерении реактивной электроэнергии и мощности (

)

Номер ИИК

мощности

20%

100%

cos

≤I

изм

≤I

изм

20%

≤I

изм

100%

≤I

изм

≤I

120%

оQ

1 - 7 0,9 ±2,3 ±2,6 ±1,5 ±2,0 ±1,2 ±1,8 ±1,2 ±1,8

ТТ - 0,2S 0,8 ±1,8 ±2,2 ±1,2 ±1,8 ±0,9 ±1,6 ±0,9 ±1,6

ТН - 0,2 0,7 ±1,6 ±2,1 ±1,2 ±1,8 ±0,9 ±1,6 ±0,9 ±1,6

Счетчик - 0,5

0,5±1,5±2,1±1,3±1,9±0,8±1,7±0,8±1,7

оQ

- пределы допускаемой основной относительной погрешности при измерении

реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности;

- пределы допускаемой относительной погрешности при измерении реактивной

электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях эксплуатации

АИИС КУЭ

Ход часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с/сут.

Лист № 9

Всего листов 12

Примечания:

1. Погрешность измерений активной энергии и мощности

1(2)%P

для cos

=1 нормируется от I

погрешность измерений

1(2)%P

для cos

<1,0 нормируется от I

2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии

и средней мощности (30 мин.).

3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной

погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение переменного тока питающей сети от 0,98·Uном до 1,02·Uном;

сила переменного тока от Iном до 1,2·Iном

коэффициент мощности cos

от 0,8 инд. до 1;

частота переменного тока 50 Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения 0 мТл;

относительная влажность воздуха от 30 до 80 % при 25 ˚С.

5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение переменного тока питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном;

сила переменного тока от 0,01 Iном до 1,2 Iном;

коэффициент мощности cos

от 0,5 инд. до 1;

частота переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения от 0 до 0,5 мТл;

относительная влажность воздуха от 75 до 98 % при 25 ˚С.

температура окружающей среды:

для счетчиков от плюс 8 до плюс 38

С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;

для радиосервера точного времени РСТВ-01-01 от плюс 5 до плюс 50

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001,

счетчики в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52322-2005, в режиме

измерения реактивной энергии по ГОСТ Р 52425-2005.

7. Допускаетсязаменаизмерительныхтрансформаторов,счетчиковирадиосервера

на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же,

как уперечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ

165000 часов;

счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - среднее время наработки на отказ

140000 часов;

радиосервер РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ 55000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

для счетчика Тв ≤ 2 часа;

для сервера Тв ≤ 1 час;

для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;

для радиосервера Тв ≤ 24 час.

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, сервере, АРМ;

Лист № 10

Всего листов 12

организациядоступакинформацииИВКпосредствомпаролейобеспечивает

идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

фактысвязисосчетчиком,приведшиеккаким-либоизменениямданных

и конфигурации;

факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или

величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам

автоматической самодиагностики;

отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления

напряжения;

перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.

Наличие фиксации в журнале событий ИВК следующих событий:

изменение значений результатов измерений;

изменение коэффициентов ТТ и ТН;

факт и величина коррекции времени;

пропадание питания;

замена счетчика;

полученные из счетчиков журналы событий.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

сервере ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - тридцатиминутный профиль

нагрузкивдвух направлениях- неменее 113 суток; приотключениипитания- неменее 40 лет;

счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - тридцатиминутный профиль

нагрузки вдвух направлениях - неменее113 суток; при отключениипитания- не менее3 лет;

ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений -

не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ способом цифровой печати.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

СЭТ-4ТМ.03М

7 шт.

Тип

TAG 123/245/362/550 (TAG-123)

TAG 123/245/362/550 (TAG-245)

TBS-24

ТОГФ (П) (ТОГФ-220)

UKM (UKM 36)

ЗНГ (ЗНГ-110)

НАМИ-220 УХЛ1

Количество

3 шт.

12 шт.

3 шт.

6 шт.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

многофункциональный

Радиосервер точного времени

Сервер ИВК

РСТВ-01-01

Cовместимый с платформой х86

1 шт.

Лист № 11

Всего листов 12

Продолжение таблицы 5

АРМ

Асинхронный сервер

Маршрутизатор

Программное обеспечение

Методика поверки

Паспорт-формуляр

Совместимый с платформой х86 1 шт.

Nport S8455I-SS-SC 6 шт.

CISCO 1921/К9 1 шт.

«ПИРАМИДА 2000» 1 шт.

РТ-МП-4433-500-2017 1 шт.

ГДАР.411711.209-01 ЭД.ПФ1 шт.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-4433-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) газотурбинной

установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3». Методика поверки», утвержденному

ФБУ «Ростест-Москва» 21.06.2017 года.

Основные средства поверки:

трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1,

согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;

счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1,

утвержденной ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012;

радиосервера точного времени РСТВ-01-01 - по методике поверки ПЮЯИ.468212.039МП,

утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.2011.

Энергомонитор 3.3Т1-С, измеряющий параметры электросети. Регистрационный №39952-08;

Прибор комбинированный Testo 622, измеряющий рабочие условия применения

компонентов АИИС КУЭ. Регистрационный № 39952-08;

Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS). (Рег. № 46656-11).

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками

системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена

деления 1°С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя

и (или) наклейки.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика (методы) измерений приведена в документе: «Автоматизированная информа-

ционно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии газотурбинной установки

филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3». Методика измерений. ГДАР.411711.209-01 МВИ»

Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 2046/500-RA.RU.311703-2017

от 15.06.2017 года.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

газотурбинной установки филиала ОАО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3»

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 № 12

Всего листов 12

Изготовитель

Открытое акционерное общество «ТГК-16» (ОАО «ТГК-16»)

ИНН 1655189422

420097, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Зинина, д. 10, офис 507

Телефон +7(843) 203-75-59

Факс +7(843) 203-75-12

Web-сайт

www.tgc16.ru

E-mail

office@tgc16.ru

Заявитель

Акционерное общество Научно-производственное предприятие «ЭнергопромСервис»

(АО НПП «ЭнергопромСервис»)

ИНН 7709548784

105120, г. Москва, Костомаровский переулок, д. 3, офис 104

Телефон/факс +7(499) 967-85-67

Web-сайт

www.en-pro.ru

E-mail

info@en-pro.ru

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандарти-

зации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)

Адрес: 117418, г. Москва, Нахимовский проспект д.31

Телефон: +7(495)544-00-00, +7(499)129-19-11

Факс: +7(499)124-99-96

E-mail:

info@rostest.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа RA.RU.310639 от 16.04.2015 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.« ___ » _______________ 2017 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
83912-21	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Леруа Мерлен Восток" 2-й очереди	Обозначение отсутствует	Акционерное общество "Мосэнергосбыт" (АО "Мосэнергосбыт"), г. Москва	4 года	Перейти
68587-17	Установки динамического нагружения	Прогибомер FWD-RDT	АО "СНПЦ РДТ", г.Саратов	1 год	Перейти
35594-07	Установки для поверки счетчиков электрической энергии	SY81	Фирма "Hong Kong Song Yang Industrial Ltd.", Китай	1 год	Перейти
62563-15	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Свердловской ЖД - филиала ОАО "РЖД" в границах Тюменской области	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
34486-07	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Верхневолжские магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс НПС "Балахониха"	Нет данных	ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва	4 года	Перейти

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

Поверка средств измерений