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 филиала "Свердловский" ПАО "Т Плюс" Нижнетуринская ГРЭС Нет данных, ГРСИ 68968-17
Номер госреестра:
68968-17
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала "Свердловский" ПАО "Т Плюс" Нижнетуринская ГРЭС
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
Филиал "Свердловский" ПАО "Т Плюс", г.Екатеринбург
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 № 67592
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 12
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии филиала «Свердловский» ПАО «Т Плюс» Нижнетуринская ГРЭС
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии филиала «Свердловский» ПАО «Т Плюс» Нижнетуринская ГРЭС (далее -
АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и
мощности, автоматизированного сбора, накопления и обработки информации о генерации,
отпуске и потреблении электрической энергии и мощности, хранения и отображения полученной
информации, формирования отчетных документов для Администратора торговой системы,
Системного оператора и смежных участников оптового рынка электроэнергии.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему
с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной энергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной
дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных)
и от несанкционированного доступа;
- передачу результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие
места;
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии
объектов и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых
организаций;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциони-
рованного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первыйуровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений
электроэнергии (ИИК ТИ), включающие в себя средства измерений утвержденных типов:
- трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, 0,5S и 0,5 по ГОСТ 7746-2015: ТЛШ-10,
номер в Государственном реестре средств измерений (далее - номер в Госреестре) 11077-07;
ТЛШ-20-1, номер в Госреестре 21255-08; JOF-123/245 (JOF-245), номер в Госреестре 29311-05;
JKF-123/245 (JKF-123), номер в Госреестре 36507-07; ТФЗМ-35А-У1, номер в Госреестре 3690-73;
ТПЛ-10-М, номер в Госреестре 22192-07; ТОЛ 10, номер в Госреестре 7069-79; ТПЛ-10, номер
в Госреестре 1276-59; ТПОЛ 10, номер в Госреестре 1261-02; ТОЛ 10-I, номер в Госреестре
15128-07;
- трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2015: TJC 6-G,
номер в Госреестре 49111-12; НКФ-220-58 У1, номер в Госреестре 14626-95; НКФ 110-83У1,
номер в Госреестре 1188-84; НКФ-110-57 У1, номер в Госреестре 14205-94; ЗНОМ-35-65, номер
в Госреестре 912-70; ЗНОЛ.06, номер в Госреестре 3344-08;
Лист № 2
Всего листов 12
- счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S, и 0,5 по
активной и реактивной электроэнергии, соответственно, типа СЭТ-4ТМ.03, номер в Госреестре
27524-04; СЭТ-4ТМ.03М, номер в Госреестре 36697-12, установленные на объектах, указанных
в таблице 2.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя два устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД),
номер в Госреестре 17049-09, каналообразующую аппаратуру.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер баз данных АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ),
программное обеспечение «Программный комплекс «Энергосфера» (далее - ПК «Энергосфера»),
каналообразующую аппаратуру.
Измерительные трансформаторы, входящие в ИИК ТИ, преобразуют первичные токи и
напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.
При проведении измерений счетчик системы измеряет мгновенные значения силы и
напряжения электрического тока, действующие на его входах, с последующим их преобразованием
и определением на основе результатов преобразования мгновенных значений мощностей.
Интегрирование мгновенной мощности во времени дает информацию о величине энергии.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
активная и реактивная электрическая энергия, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.
УСПД, входящие в состав ИВКЭ, осуществляют периодический (один раз в 30 минут)
автоматический сбор измеренных данных и журналов событий со счетчиков, подключенных
к соответствующим устройствам. УСПД обеспечивают хранение измерительной информации,
ее накопление и передачу накопленных данных на уровень ИВК.
На уровне ИВК системы выполняется вычисление значений электроэнергии и мощности
с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей
информации, оформление справочных и отчетных документов. Связь между сервером баз
данных и компьютерами АРМ осуществляется по выделенному каналу связи. Заверение
подготовленного отчета электронно-цифровой подписью и отправка его в организации-
участники оптового рынка электроэнергии, а также в другие заинтересованные организации,
осуществляется от сервера баз данных с помощью электронной почты в формате xml
с использованием сети Интернет.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени. Синхронизация системного
времени с календарным временем обеспечивается с помощью подключенного к УСПД
устройства синхронизации времени, выполненного на основе GPS-приемника. Пределы
допускаемой абсолютной погрешности отсчета текущего календарного времени УСПД с
модулем GPS на интервале одни сутки ±1 секунда. УСПД осуществляет коррекцию времени
сервера и счетчиков электроэнергии. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с
периодичностью 1 раз в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении
часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Сличение времени сервера с временем УСПД
осуществляется каждые 60 минут, корректировка времени сервера выполняется при расхождении
времени сервера и УСПД ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии 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
ВАИИСКУЭиспользуетсяпрограммноеобеспечениеПК«Энергосфера».
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО)
АИИС КУЭ указаны в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 12
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОpso_metr.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.1.1.1
CBE B6F 6CA693
Цифровой идентификатор ПО
18BED976E08A2BB7814B
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические характеристики измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ, указанные
в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Лист № 4
Всего листов 12
Метрологические и технические характеристики
Метрологические характеристики
ИК
TJC 6-G
Класс точности 0,2
10500/√3/100/√3
СЭТ-4ТМ.03М
Класс точности
0,2S/0,5
TJC 6-G
Класс точности 0,2
15000/√3/100/√3
СЭТ-4ТМ.03М
Класс точности
0,2S/0,5
TJC 6-G
Класс точности 0,2
10500/√3/100/√3
СЭТ-4ТМ.03М
Класс точности
0,2S/0,5
TJC 6-G
Класс точности 0,2
15000/√3/100/√3
СЭТ-4ТМ.03М
Класс точности
0,2S/0,5
Номер ИК
Наименование
объекта
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Типы средств измерений, входящих в состав ИК;
класс точности; номинальный первичный и вторичный
ток/напряжение для трансформатора тока/напряжения
Вид
(в виде дроби)
электро-
энергии
ТТТНСчетчик
123456
d
1
,
d
2
,
d
3
,
d
ОСН
,
d
РАБ
,
% % % % %
7891011
ТЛШ-10
1ТГ-1 ПТКласс точности 0,2S
5000/1
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±0,6 ±1,6
±0,01 ±0,01 ±1,2 ±5,2
ТЛШ-20-1
2ТГ-1 ГТУКласс точности 0,2S
10000/1
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±0,6 ±1,6
±0,01 ±0,01 ±1,2 ±5,2
ТЛШ-10
3ТГ-2 ПТКласс точности 0,2S
5000/1
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±0,6 ±1,6
±0,01 ±0,01 ±1,2 ±5,2
ТЛШ-20-1
4ТГ-2 ГТУКласс точности 0,2S
10000/1
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±0,6 ±1,6
±0,01 ±0,01 ±1,2 ±5,2
Лист № 5
Всего листов 12
5
JOF-245
Класс точности 0,2S
1000/5
НКФ-220-58 У1
Класс точности 0,5
220000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
6
JOF-245
Класс точности 0,2S
1000/5
НКФ-220-58 У1
Класс точности 0,5
220000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
7
JOF-245
Класс точности 0,2S
1000/5
НКФ-220-58 У1
Класс точности 0,5
220000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
8
JOF-245
Класс точности 0,2S
1000/5
НКФ-220-58 У1
Класс точности 0,5
220000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
9
JOF-245
Класс точности 0,2S
1000/5
НКФ-220-58 У1
Класс точности 0,5
220000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
10
Нижнетуринская
ГРЭС, СШ 110 кВ,
яч.№3, ВЛ-110 кВ
«Уральская-1»
JKF-123
Класс точности 0,5S
1000/5
НКФ 110-83У1
Класс точности 0,5
110000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
Продолжение таблицы 2
1234567891011
Нижнетуринская
ГРЭС, СШ 220 кВ,
яч.№1, ВЛ-220 кВ
«Янтарь»
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±0,8 ±1,7
±0,01 ±0,01 ±1,7 ±5,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±0,8 ±1,7
±0,01 ±0,01 ±1,7 ±5,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±0,8 ±1,7
±0,01 ±0,01 ±1,7 ±5,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±0,8 ±1,7
±0,01 ±0,01 ±1,7 ±5,3
Нижнетуринская
ГРЭС, СШ 220 кВ,
яч.№4, ВЛ-220 кВ
«Сосьва»
Нижнетуринская
ГРЭС, СШ 220 кВ,
яч.№7, ВЛ-220 кВ
Тагил 1
Нижнетуринская
ГРЭС, СШ 220 кВ,
яч.№6, ВЛ-220 кВ
Тагил 2
Нижнетуринская
ГРЭС, СШ 220 кВ,
яч.№3, ВЛ-220 кВ
«Сопка»
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±0,8 ±1,7
±0,01 ±0,01 ±1,7 ±5,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
Лист № 6
Всего листов 12
11
JKF-123
Класс точности 0,5S
1000/5
НКФ-110-57 У1
Класс точности 0,5
110000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
12
JKF-123
Класс точности 0,5S
600/5
НКФ-110-57 У1
Класс точности 0,5
110000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
13
Нижнетуринская
ГРЭС, ОВМ-110 кВ
JKF-123
Класс точности 0,5S
1000/5
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
14
JKF-123
Класс точности 0,5S
750/5
НКФ-110-57 У1
Класс точности 0,5
110000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
15
JKF-123
Класс точности 0,5S
600/5
НКФ 110-83У1
Класс точности 0,5
110000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
16
Нижнетуринская
ГРЭС, СШ 110 кВ,
яч.№11, ВЛ-110 кВ
«Клубная»
JKF-123
Класс точности 0,5S
600/5
НКФ-110-57 У1
Класс точности 0,5
110000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
Продолжение таблицы 2
1234567891011
Нижнетуринская
ГРЭС, СШ 110 кВ,
яч.№5, ВЛ-110 кВ
"Уральская-2»
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
Нижнетуринская
ГРЭС, СШ 110 кВ,
яч.№8, ВЛ-110 кВ
«Выя»
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
НКФ 110-83У1/
НКФ-110-57 У1
Класс точности 0,5
110000/100
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
Нижнетуринская
ГРЭС, СШ 110 кВ,
яч.№15, ВЛ-110 кВ
«В-Тура»
Нижнетуринская
ГРЭС, СШ 110 кВ,
яч.№10, ВЛ-110 кВ
«Красноуральск»
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
Лист № 7
Всего листов 12
ТФЗМ-35А-У1
Класс точности 0,5
150/5
ЗНОМ-35-65
Класс точности 0,5
35000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
18
ТФЗМ-35А-У1
Класс точности 0,5
300/5
ЗНОМ-35-65
Класс точности 0,5
35000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
19
ТПЛ-10-М
Класс точности 0,5S
300/5
ЗНОЛ.06
Класс точности 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
20
Нижнетуринская
ГРЭС, ЦФП, СШ 6 кВ,
яч.№5, КЛ-6 кВ Гараж
ТОЛ 10
Класс точности 0,5
200/5
ЗНОЛ.06
Класс точности 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
21
ТОЛ 10
Класс точности 0,5S
200/5
ЗНОЛ.06
Класс точности 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
22
Нижнетуринская
ГРЭС, ЦФП, СШ 6 кВ,
яч.№9, КЛ-6 кВ
Минватный-2
ТПЛ-10
Класс точности 0,5
400/5
ЗНОЛ.06
Класс точности 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
3
4
5
67
891011
17
Продолжение таблицы 2
12
Нижнетуринская
ГРЭС, СШ 35 кВ,
яч.№4, ВЛ-35 кВ
«Аппаратная-1»
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±3,3
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±5,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±3,3
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±5,3
Нижнетуринская
ГРЭС, СШ 35 кВ,
яч.№2, ВЛ-35 кВ
«Аппаратная-2»
Нижнетуринская
ГРЭС, ЦФП, СШ 6 кВ,
яч.№1, КЛ-6 кВ Ввод
в ТП-9 Ж/П
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±3,3
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±5,3
Нижнетуринская
ГРЭС, ЦФП, СШ 6 кВ,
яч.№7, КЛ-6 кВ
Жилпоселок-2
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±3,3
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±5,3
Лист № 8
Всего листов 12
23
Нижнетуринская
ГРЭС, ЦФП, СШ 6 кВ,
яч.№13, КЛ-6 кВ ККФ
ТПОЛ 10
Класс точности 0,5S
150/5
ЗНОЛ.06
Класс точности 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
24
Нижнетуринская
ГРЭС, ЦФП, СШ 6 кВ,
яч.№15, КЛ-6 кВ Ввод
в ТП-45 Ж/П
ТПЛ-10-М
Класс точности 0,5S
300/5
ЗНОЛ.06
Класс точности 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
25
Нижнетуринская
ГРЭС, ЦФП, СШ 6 кВ,
яч.№6, КЛ-6 кВ Ввод в
ТП-46 Ж/П
ТПОЛ 10
Класс точности 0,5S
200/5
ЗНОЛ.06
Класс точности 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
26
Нижнетуринская
ГРЭС, ЦФП, СШ 6 кВ,
яч.№8, КЛ-6 кВ
Жилпоселок-1
ТПОЛ 10
Класс точности 0,5S
150/5
ЗНОЛ.06
Класс точности 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
27
Нижнетуринская
ГРЭС, ЦФП, СШ 6 кВ,
яч.№10, КЛ-6 кВ
Минватный-1
ТПЛ-10
Класс точности 0,5
400/5
ЗНОЛ.06
Класс точности 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
28
Нижнетуринская
ГРЭС, ЦФП, СШ 6 кВ,
яч.№12, КЛ-6 кВ ДК
ТОЛ-10-I
Класс точности 0,5S
200/5
ЗНОЛ.06
Класс точности 0,5
6000/100
СЭТ-4ТМ.03
Класс точности
0,2S/0,5
Продолжение таблицы 2
1234567891011
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±3,3
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±5,3
Активная, ±0,01
реактивная ±0,01
±0,01 ±0,01 ±1,1 ±2,8
±0,01 ±0,01 ±2,6 ±6,3
Лист № 9
Всего листов 12
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электрической энергии и средней
мощности (получасовая).
Здесь
d
1
- пределы допускаемой относительной погрешности передачи и обработки данных;
d
2
- пределы допускаемой относительной погрешности вычисления приращения
электрической энергии;
d
3
- пределы допускаемой относительной погрешности вычисления средней мощности;
d
ОСН
- основная относительная погрешность измерения электрической энергии и средней
мощности;
d
РАБ
- относительная погрешность измерения электрической энергии и средней мощности
в рабочих условиях;
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны доверительные границы
интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98-1,02) Uном; ток (1-1,2) Iном; cos
j
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20±5) ºС.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9-1,1) Uном; ток (0,02-1,2) Iном; 0,5 инд. ≤ cos
j
≤ 0,8 емк.;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов
в соответствии документацией на средство измерений; для счетчиков электроэнергии от минус 40
до плюс 55 ºС; для УСПД от минус 10 до плюс 50 ºС; для сервера баз данных в соответствии
с нормальными условиями по ГОСТ 22261-94.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
=0,8 инд. и температуры окружающего
воздуха в месте расположения счетчика электроэнергии от минус 40 до плюс 55
°
С.
6. Допускается замена измерительных компонентов (измерительных трансформаторов и
счетчиков) на измерительные компоненты утвержденных типов того же класса точности, как у
перечисленных в таблице 2. Допускается замена измерительных компонентов (измерительных
трансформаторов и счетчиков) на измерительные компоненты утвержденных типов более
высокого класса точности, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на изменение
(улучшение), указанных в настоящем описании типа АИИС КУЭ метрологических характеристик
ИК системы. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется
актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС
КУЭ как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемого отклонения показаний часов любого компонента системы от
действительного времени в национальной шкале времени UTC(SU)
*
при работающей системе
коррекции времени ±5 с.
Электропитание оборудования АИИС КУЭ осуществляется от стандартной сети переменного
тока частотой 50 Гц и напряжением 220 В.
Мощность, потребляемая отдельным компонентом АИИС КУЭ - согласно эксплуатационной
документации.
Надежность применяемых в системе компонентов:
-
средняя наработка на отказ счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 не менее 90000 ч;
-
средняя наработка на отказ счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М не менее 140000 ч;
-
срок службы счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М не менее 30 лет.
______________________________________
*
UTC(SU) - национальная шкала координированного времени Российской Федерации
(см. 3.1.15 ГОСТ 8.567 -2014)
Лист № 10
Всего листов 12
Надежность системных решений:
-
защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного
питания;
-
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться
в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты
и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекции времени в счетчике и УСПД;
-
пропадание и восстановление связи со счетчиком;
-
выключение и включение УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
электросчетчика;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
-
УСПД;
-
сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-
электросчетчик;
-
УСПД;
-
сервер.
Возможность коррекции времени в:
-
электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
УСПД (функция автоматизирована);
-
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
-
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
измеренияприращенийэлектроэнергии составляет30 мин (функцияавтоматизирована);
-
сбора результатов измерений - 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
электросчетчик - тридцатиминутный профиль мощности в двух направлениях
не менее 45 суток;
-
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных значениях электропотребления
по каждому каналу - 45 суток (функция автоматизирована);
-
ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений
не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационного документа «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Свердловский»
ПАО «Т Плюс» Нижнетуринская ГРЭС. Формуляр» 108.1.01.ЭТ-01 ФО.
Лист № 11
Всего листов 12
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
УСПД ЭКОМ-3000
2
Программное обеспечение
1
55181848.422222.182.03 ВЭ
1
55181848.422222.182.03 И4
1
55181848.422222.182.03 ИЭ
1
Обозначение
2
ТЛШ-10
ТШЛ-20-1
JOF-123/245 (JOF 245)
JKF-123/245 (JKF-123)
ТФЗМ-35А-У1
ТПЛ-10-М
ТОЛ 10
ТПЛ-10
ТПОЛ 10
ТОЛ-10-I
TJC 6-G
НКФ-220-58 У1
НКФ-110-57 У1
НКФ 110-83У1
ЗНОМ-35-65
ЗНОЛ.06
СЭТ-4ТМ.03
СЭТ-4ТМ.03М
Количество
3
6
6
15
21
4
4
4
4
6
2
12
15
14
7
6
30
24
4
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
Счетчик электрической энергии
Устройство сбора и передачи
данных с приемником GPS
«Программный комплекс
«Энергосфера»
108.1.01.ЭТ-01.ФО
1
55181848.422222.182.03 ПД
55181848.422222.182.03 В7
55181848.422222.182.03 И3
55181848.422222.182.03 И2
1
1
1
1
Формуляр
Ведомость эксплуатационных
документов
Общее описание системы
Каталог базы данных
Руководство пользователя
Технологическая инструкция
Инструкция по формированию и
ведению базы данных
Инструкция по эксплуатации
КТС
Поверка
осуществляется по документу МП 131-264-2017 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала «Свердловский»
ПАО «Т Плюс» Нижнетуринская ГРЭС. Методика поверки», утвержденному ФГУП «УНИИМ»
20.08.2017 г.
Основные средства поверки:
-
приемник навигационный МНП-М3, номер по Госреестру 38133-08, пределы
допускаемой инструментальной погрешности (при доверительной вероятности 0,95) формирования
метки времени, выдаваемой потребителям, по отношению к шкале времени UTC(SU) ±100 нс;
Лист № 12
Всего листов 12
-
трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
-
трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
-
счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.124РЭ1,являющейсяприложениемкруководствупоэксплуатации
ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
10.09.2004 г.;
-
счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.145РЭ1,являющейсяприложениемкруководствупоэксплуатации
ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
04.12.2007 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.
Знак поверки наносят на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергиифилиала
«Свердловский» ПАО «Т Плюс» Нижнетуринская ГРЭС
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
Изготовитель
Филиал «Свердловский» ПАО «Т Плюс»
ИНН 6315376946
Адрес: 620075, г. Екатеринбург, пр. Ленина, 38
Телефон: +7 (343) 359-1200, +7 (343) 359-1359
Факс: +7 (343) 359-1825
Е-mail: post_sf@ tplusgroup.ru
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Уральскийнаучно-
исследовательский институт метрологии» (ФГУП «УНИИМ»)
Адрес: 620075, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская, д. 4
Телефон: +7 (343) 350-26-18
Факс: +7 (343) 350-20-39
Е-mail:
Аттестат аккредитации ФГУП «УНИИМ» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № RA.RU.311373 от 10.11.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 40938-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Хасанкоммунэнерго" | Нет данных | ЗАО "Энерготестконтроль Северо-Запад", г.С.-Петербург | 4 года | Перейти |
| 56662-14 | Система секторная контроля герметичности оболочек твэл реактора БН-800 (ССКГО) | Нет данных | АО ГНЦ РФ "Физико-энергетический институт им.А.И.Лейпунского" (ФЭИ), г.Обнинск | 2 года | Перейти |
| 63366-16 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Заря" | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 73168-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Вичуга | Нет данных | АО "РЭС Групп", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 79011-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Балаковская | ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва | 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