Приложение к свидетельству № 74751
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3»
(периметр потребления с Казаньоргсинтез)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» периметр
потребления предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической
энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, соотнесения
результатов измерений к шкале всемирного координированного времени Российской
Федерации UTC(SU), сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
-
выполнение измерений 30-минутных приращений активной иреактивной
электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
-
периодический (1 раз в сутки) и/илипо запросу автоматический сбор
привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с
заданной дискретностью учета (30 мин);
-
хранение данных об измеренных величинах в базе данных в течение 3,5 лет;
-
обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
-
разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и
фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
-
подготовка данных в ХML формате для их передачи по электронной почте
внешним организациям,
-
предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о
состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
-
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
-
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных
средств АИИС КУЭ;
-
конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
-
ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
-
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК
ТИ);
-
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя: трансформаторы тока (ТТ) со вторичными цепями;
трансформаторы напряжения (ТН) со вторичными цепями; счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования
тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются
счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям
силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на
временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности
путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной
мощностиизизмеренныхзначенийактивнойиполноймощности.
Лист № 2
Всего листов 7
Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования импульсов телеметрии,
число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних
регистрах счетчика вместе с временем окончания интервала интегрирования в шкале UTC(SU).
ИВК АИИС КУЭ состоит из комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-
Пирамида» (Рег. № 29484-05), сервера баз данных и автоматизированных рабочих мест (АРМ).
ИВК осуществляет: сбор, обработку и хранение в базе данных АИИС КУЭ результатов
измерений и журналов событий счетчиков; измерение времени в шкале UTC(SU);
синхронизацию часов счетчиков; ведение журналов событий.
ИВК обеспечивает перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на
коэффициенты трансформации ТТ и ТН, формирование отчетных документов и передачу
результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» в
информационные системы смежных субъектов оптового рынка по протоколу SMTP
(спецификация RFC 821) в формате XML 80020 в соответствии с требованиями регламентов
оптового рынка электроэнергии. Передача результатов измерений в формате XML 80020
заверенных электронно-цифровой подписью осуществляется с АРМ.
ИИК ТИ, ИВК и информационные каналы между ними образуют измерительные каналы
(ИК). Перечень измерительных каналов и их состав приведен в таблице 1. Замену
измерительных компонентов оформляют в соответствии с МИ 2999-2011.
В АИИС КУЭ выделяется система обеспечения единого времени (СОЕВ),которая
работает следующим образом. ИВК «ИКМ-Пирамида», получает шкалу времени UTC (SU)
путемобработкисигналовсистемыGPS/ГЛОНАССсиспользованиемустройства
синхронизации времени УСВ-2 (Г.р. № 41681-09). ИВК «ИКМ-Пирамида» обеспечивает
синхронизацию часов счетчиков не реже одного раза в сутки и сервера БД постоянно.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида-2000».
Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1. Уровень защиты программного
обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 – Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОMetrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.0.0.0
Цифровой идентификатор ПО52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
TG145N
Кл.т. 0,2
Ктт = 1000/5
Рег.
№ 30489-05
ЗНГ
Кл.т. 0,2
Ктн = 110000:
Ö
3/
100:
Ö
3
Рег. № 41794-09
Таблица 2 – Состав ИК
№ ИК Наименование ИК
12
ТТ
3
ТН
4
Казанская ТЭЦ-3,
1ВЛ-110 кВ
Тэцевская-1
Счетчик
5
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т.
0,2S/0,5
Рег. №
36697-12
ИВК, УСВ
6
ИКМ-
Пирамида,
Рег. №
29484-05
УСВ-2 Рег.
№ 41681-09
Лист № 3
Всего листов 7
2
Казанская ТЭЦ-3,
ВЛ-110 кВ
Тэцевская-2
ТРГ-110 II*
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/5
Рег.
№ 26813-04
ЗНГ
Кл.т. 0,2
Ктн =
110000:
Ö
3/100:
Ö
3
Рег. № 41794-09
3
Казанская ТЭЦ-3,
ВЛ-110 кВ Волна
ТРГ-110 II*
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/5
Рег.
№ 26813-04
ЗНГ
Кл.т. 0,2
Ктн =
110000:
Ö
3/100:
Ö
3
Рег. № 41794-09
4
Казанская ТЭЦ-3,
ВЛ-110 кВ
Тяговая
ТОГФ (П)
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/5
Рег.
№ 61432-15
ЗНГ
Кл.т. 0,2
Ктн =
110000:
Ö
3/100:
Ö
3
Рег. № 41794-09
5
Казанская ТЭЦ-3,
ВЛ-110 кВ
Северная-1
ТРГ-110 II*
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/5
Рег.
№ 26813-04
ЗНГ
Кл.т. 0,2
Ктн =
110000:
Ö
3/100:
Ö
3
Рег. № 41794-09
6
Казанская ТЭЦ-3,
ВЛ-110 кВ
Северная-2
TG145N
Кл.т. 0,2
Ктт = 1000/5
Рег.
№ 30489-05
ЗНГ
Кл.т. 0,2
Ктн =
110000:
Ö
3/100:
Ö
3
Рег. № 41794-09
7
Казанская ТЭЦ-3,
ВЛ-110 кВ
Площадка Z-1
ТОГФ (П)
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/5
Рег.
№ 61432-15
ЗНГ
Кл.т. 0,2
Ктн =
110000:
Ö
3/100:
Ö
3
Рег. № 41794-09
8
Казанская ТЭЦ-3,
ВЛ-110 кВ
Площадка Z-2
ТОГФ-110
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/5
Рег.
№ 44640-10
ЗНГ
Кл.т. 0,2
Ктн =
110000:
Ö
3/100:
Ö
3
Рег. № 41794-09
9
Казанская ТЭЦ-3,
ОВ1-110 кВ
ТРГ-110 II*
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/5
Рег.
№ 26813-04
ЗНГ
Кл.т. 0,2
Ктн =
110000:
Ö
3/100:
Ö
3
Рег. № 41794-09
ИКМ-
Пирамида,
Рег. №
29484-05
УСВ-2 Рег.
№ 41681-09
Продолжение таблицы 2
1
2
3
4
6
5
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т.
0,2S/0,5
Рег. №
36697-12
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т.
0,2S/0,5
Рег. №
36697-12
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т.
0,2S/0,5
Рег. №
36697-12
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т.
0,2S/0,5
Рег. №
36697-12
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т.
0,2S/0,5
Рег. №
36697-12
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т.
0,2S/0,5
Рег. №
36697-12
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т.
0,2S/0,5
Рег. №
36697-12
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т.
0,2S/0,5
Рег. №
36697-12
Лист № 4
Всего листов 7
10
Казанская ТЭЦ-3,
ОВ2-110 кВ
TG145N
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/5
Рег.
№ 30489-09
ЗНГ
Кл.т. 0,2
Ктн =
110000:
Ö
3/100:
Ö
3
Рег. № 41794-09
11
Казанская ТЭЦ-3,
ОРУ-110 кВ Блок
ГТ-5
ТОГФ (П)
Кл.т. 0,2S
Ктт = 1000/5
Рег.
№ 61432-15
ЗНГ
Кл.т. 0,2
Ктн =
110000:
Ö
3/100:
Ö
3
Рег. № 41794-09
ИКМ-
Пирамида,
Рег. №
29484-05
УСВ-2
Рег. №
41681-09
Окончание таблицы 2
1
2
3
4
6
5
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т.
0,2S/0,5
Рег. №
36697-12
СЭТ-
4ТМ.03М
Кл.т.
0,2S/0,5
Рег. №
36697-12
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков и УСВ на аналогичные утвержденных trial с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2,при
условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в
таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных
типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт
хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая
часть
1, 6
Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
ИК №№ cos
j
0,50
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
--
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
Wо
A
%δ
Wо
P
%
±2,0±1,5
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
Wо
A
% δ
Wо
P
%
±1,2 ±0,9
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
Wо
A
% δ
Wо
P
%
±0,9 ±0,8
2, 3, 4,
5, 7, 8,
9, 10,
11
0,80--
0,87--
1,00--
0,50 ±1,8 ±1,5
0,80 ±1,2 ±1,8
0,87 ±1,1 ±2,1
1,00 ±0,9-
±1,3±2,0±0,8
±1,2±2,2±0,7
±0,9 -±0,6
±1,3±1,3±0,9
±0,9±1,4±0,6
±0,8±1,6±0,6
±0,6 -±0,5
±1,1 ±0,6 ±1,0
±1,3 ±0,6 ±1,1
- ±0,5 -
±0,8 ±0,9 ±0,8
±1,0 ±0,6 ±1,0
±1,1 ±0,6 ±1,1
- ±0,5 -
1, 6
2, 3, 4,
5, 7, 8,
9, 10, 11
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
ИК №№ cos
j
0,50
I
2
≤ I
изм
<I
5
δ
W
A
%δ
W
P
%
--
I
5
≤ I
изм
<I
20
δ
W
A
%δ
W
P
%
±2,1±2,0
I
20
≤ I
изм
<I
100
δ
W
A
% δ
W
P
%
±1,3±1,6
I
100
≤ I
изм
≤I
120
δ
W
A
% δ
W
P
%
±1,1±1,6
0,80-
0,87-
1,00-
0,50 ±1,9
0,80 ±1,3
0,87 ±1,2
1,00 ±1,1
-±1,4±2,4
-±1,3±2,6
-±1,0-
±2,0 ±1,4 ±1,9
±2,3 ±1,0 ±2,0
±2,5 ±1,0 ±2,1
- ±0,6 -
±0,9±1,8
±0,9±1,9
±0,6-
±1,1±1,6
±0,8±1,7
±0,8±1,7
±0,6 -
±0,8±1,7
±0,8±1,7
±0,6-
±1,1±1,6
±0,8±1,7
±0,8±1,7
±0,6 -
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы
времени UTC(SU) ±5 с
Лист № 5
Всего листов 7
Примечание:
I
2
– сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I
5
– сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I
20
–
сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I
100
– сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I
120
– сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
I
изм
–силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно
номинального тока ТТ;
δ
Wо
A
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
δ
Wо
Р
– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при
вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
δ
W
A
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
δ
W
P
– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
от (2)5 до 120
от 99 до 101
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от +21 до +25
от 5 до 120
от 90 до 110
0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.
от -40 до +40
от 0 до +40
от +15 до +25
100
3,5
Значение
11
30
30
Автоматическое
Автоматическое
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
-
ток, % от I
ном
-
напряжение, % от U
ном
-
коэффициент мощности cos
j
температура окружающего воздуха для счетчиков,
°
С:
Рабочие условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров:
-
ток, % от I
ном
-
напряжение, % от U
ном
-
коэффициент мощности cos
j
температура окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
-
для сервера
Период измерений активной и реактивной средней мощности и
приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам
Формирование базы данных с указанием времени измерений и
времени поступления результатов
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
-
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
Сервер ИВК:
-
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра 5.003.050.2.ФО «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала
АО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» периметр потребления. Формуляр».
Лист № 6
Всего листов 7
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 – Комплектность средств измерений
Наименование
1
Обозначение
2
Количество, шт.
3
TG145N9
ТОГФ-1103
ТРГ-110 II*12
ТОГФ (П)9
ЗНГ12
СЭТ-4ТМ.03М11
УСВ-21
ИКМ-Пирамида1
5.003.050.2.ФО1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики
Устройство синхронизации времени
ИВК
Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) филиала АО "ТГК-16" -
"Казанская ТЭЦ-3" периметр
потребления. Формуляр
Система автоматизированная
информационно-измерительная
коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) филиала АО "ТГК-16" -
"Казанская ТЭЦ-3" периметр
потребления. Методика поверки
МП-198-RA.RU.310556-20191
Поверка
осуществляется по документу МП-198-RA.RU.310556-2019 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала
АО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» периметр потребления. Методика поверки», утвержденному
ФГУП «СНИИМ» 21.05.2019.
Основные средства поверки:
- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей
измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ»
24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);
- для измерительных трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217;
- для измерительных трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216;
- для счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с методикой
поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г.;
- для комплекса измерительно-вычислительного «ИКМ-Пирамида» – в соответствии с
методикой поверки ВЛСТ 230.00.000И1, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2005 г.
- для устройства синхронизации времени УСВ-2 – в соответствии с методикой поверки
ВЛСТ 237.00.001И1, утвержденной ФГУП «ВНИИФТРИ» в августе 2009 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Лист № 7
Всего листов 7
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической
энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3»
периметр потребления» Свидетельствообаттестации методики измерений№ 459-
RA.RU.311735-2019 от 21.05.2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
филиала АО «ТГК-16» - «Казанская ТЭЦ-3» периметр потребления
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
Изготовитель
Филиал акционерного общества «ТГК-16» - Казанская ТЭЦ-3
(Филиал АО «ТГК-16» - Казанская ТЭЦ-3)
ИНН 1655189422
Адрес: 420051, Республика Татарстан, г. Казань, ул. Северо-Западная, д. 1
Телефон: +7 (843) 572-03-59
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный
ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии»
(ФГУП «СНИИМ»)
Адрес: 630004, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4
Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60
E-mail:
director@sniim.ru
Аттестат аккредитации ФГУП «СНИИМ» по проведению испытаний средств измерений
в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от 14.01.2015 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru