Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 , ГРСИ 77567-20
Номер госреестра:
77567-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3
Обозначение типа:
Производитель:
ПАО "Территориальная генерирующая компания №2", г.Ярославль
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 03/01
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 76553
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославской ТЭЦ-3 (далее по тексту - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора,
обработки,хранения,формированияотчетныхдокументовипередачиполученной
информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюдвухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в
себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и
реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-
передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер приложений и баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР»,
построенный на базе виртуальной машины, функционирующей в распределённой среде
виртуализации VMware vSphere High Availability, автоматизированные рабочие места (АРМ),
технические средства для организации каналов приёма-передачи информации и разграничения
прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в
аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям
силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за
период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной
мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,
вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее
значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы ИВК, где осуществляется вычисление электрической
энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и
напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации, а
также отображение информации на АРМах.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с
электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал
АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи в сети
интернет в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления
результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и
смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и
ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Лист № 2
Всего листов 13
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с
единым системным временем.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на
основе устройства синхронизации времени УСВ-3, принимающего сигналы точного времени от
спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и транслирующего шкалу
времени в цифровой форме по последовательному порту по протоколу NMEA 0183 на сервер.
Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы
внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Корректировка часов сервера АИИС
КУЭ выполняется один раз в сутки при расхождении времени часов сервера и системы
глобального позиционирования более ±2 с. Сличение времени часов счетчиков АИИС КУЭ с
временем часов сервера происходит при каждом опросе, но не реже 1 раза в 30 минут.
Корректировка времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически один раз в
сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера более ±3 с. От
сервера также обеспечивается синхронизация встроенных часов АРМ АИИС КУЭ.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на
которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее
сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации
программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и
преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации
изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты
передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в
соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Идентификационные признаки
Значение
3Е736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
MD5
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
АльфаЦЕНТР
не ниже 12.01
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор метрологически
значимой части ПО ac_metrology.dll
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора
ПО
Лист № 3
Всего листов 13
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
приведены в таблицах 2 - 4.
1
ВЛ 110 кВ
Ярославская-1
ТОГФ-110
Кт = 0,2S
Ктт = 1200/5
рег. № 44640-10
ЗНГ-110-У1
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
рег. № 41794-09
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
2
ВЛ 110 кВ
Пионерская
ТОГФ-110
Кт = 0,2S
Ктт = 1200/5
рег. № 44640-10
ЗНГ-110-У1
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
рег. № 41794-09
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
3
ВЛ 110 кВ
Комсомольская
ТРГ-110
Кт = 0,2S
Ктт = 1200/5
рег. № 49201-12
ЗНГ-110-У1
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
рег. № 41794-09
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
4
ВЛ 110 кВ
Перекопская
ТРГ-110
Кт = 0,2S
Ктт = 1200/5
рег. № 49201-12
ЗНГ-110-У1
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
рег. № 41794-09
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
5
ВЛ 110 кВ
Фрунзенская-1
ТОГФ-110
Кт = 0,2S
Ктт = 1200/5
рег. № 44640-10
ЗНГ-110-У1
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
рег. № 41794-09
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
6
ВЛ 110 кВ
Фрунзенская-2
ТРГ-110
Кт = 0,2S
Ктт = 1200/5
рег. № 49201-12
ЗНГ-110-У1
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
рег. № 41794-09
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
УСВ-3
рег. №
64242-16/
VMware
vSphere High
Availability
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС
КУЭ
Номер и
наименование ИК
ТТТНСчетчикУССВ/Сервер
12 3 4 5 6
Лист № 4
Всего листов 13
7
ОВ-110 кВ
ТРГ-110
Кт = 0,2S
Ктт = 1200/5
рег. №
49201-12
ЗНГ-110-У1
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
рег. № 41794-09
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
8
ВЛ 110 кВ
Ярославска
я-2
ТОГФ-110
Кт = 0,2S
Ктт = 1200/5
рег. №
44640-10
ЗНГ-110-У1
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
рег. № 41794-09
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
9
ВЛ 110 кВ
Ярославска
я-3
ТОГФ-110
Кт = 0,2S
Ктт = 1200/5
рег. №
44640-10
ЗНГ-110-У1
Кт = 0,2
Ктн =
110000:√3/100:√3
рег. № 41794-09
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
10
ВЛ 35 кВ
Заводская-1
ТПОЛ-35
Кт = 0,5
Ктт = 600/5
рег. № 5717-76
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
11
ВЛ 35 кВ
Заводская-2
ТПОЛ-35
Кт = 0,5
Ктт = 600/5
рег. № 5717-76
ЗНОМ-35
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-54
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
12
ВЛ 35 кВ
Заводская-3
ТПОЛ-35
Кт = 0,5
Ктт = 600/5
рег. № 5717-76
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
УСВ-3
рег. №
64242-16/
VMware
vSphere High
Availability
Продолжение таблицы 2
123456
ЗНОМ-35
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-54
ЗНОМ-35-65
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-70
ЗНОМ-35
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-54
ЗНОМ-35-65
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-70
Лист № 5
Всего листов 13
13
ВЛ 35 кВ
Заводская-4
ТПОЛ-35
Кт = 0,5
Ктт = 600/5
рег. № 5717-76
ЗНОМ-35
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-54
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
14
ВЛ 35 кВ
Заводская-5
ТПЛ-35
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
рег. №
47958-16
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
15
ВЛ 35 кВ
Заводская-6
ТПЛ-35
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
рег. №
47958-16
ЗНОМ-35
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-54
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
16
ВЛ 35 кВ
Ткачи
ТПОЛ-35
Кт = 0,5
Ктт = 1000/5
рег. № 5717-76
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
17
ВЛ 35 кВ
Дубки
ТПОЛ-35
Кт = 0,5
Ктт = 1000/5
рег. № 5717-76
ЗНОМ-35
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-54
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
УСВ-3
рег. №
64242-16/
VMware
vSphere High
Availability
Продолжение таблицы 2
123456
ЗНОМ-35
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-54
ЗНОМ-35-65
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-70
ЗНОМ-35
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-54
ЗНОМ-35-65
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-70
Лист № 6
Всего листов 13
18
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
19
ВЛ 35 кВ
Сажевая-2
ТПЛ-35
Кт = 0,5S
Ктт = 600/5
рег. №
47958-16
ЗНОМ-35
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-54
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
20
КРУ-6кВ,
ячейка
№602
ТПФМ-10
Кт = 0,5
Ктт = 150/5
рег. № 814-53
НТМИ-6
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
рег. № 831-53
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
21
КРУ-6кВ,
ячейка
№612
ТЛО-10
Кт = 0,5S
Ктт = 50/5
рег. № 25433-
08
НТМИ-6
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
рег. № 831-53
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
22
Генератор
№1
ТШВ-15
Кт = 0,5
Ктт = 8000/5
рег. № 5718-76
НТМИ-6
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
рег. № 831-53
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
23
Генератор
№2
ТШВ-15
Кт = 0,5
Ктт = 8000/5
рег. № 1836-63
НТМИ-6
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
рег. № 831-53
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
УСВ-3
рег. №
64242-16/
VMware
vSphere High
Availability
Продолжение таблицы 2
123
56
ТПОЛ-35
ВЛ 35 кВКт = 0,5
Сажевая-1 Ктт = 1000/5
рег. № 5717-76
4
ЗНОМ-35
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-54
ЗНОМ-35-65
Кт = 0,5
Ктн = 35000:√3/100:√3
рег. № 912-70
Лист № 7
Всего листов 13
ЗНОЛ-НТЗ-6
Кт = 0,5
Ктн = 6000:√3/100:√3
рег. № 69604-17
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
ЗНОЛ-НТЗ-6
Кт = 0,2
Ктн = 6000:√3/100:√3
рег. № 69604-17
СЭТ-4ТМ.03М
Кт = 0,2S/0,5
рег. № 36697-17
УСВ-3
рег. №
64242-16/
VMware
vSphere High
Availability
4
5
6
№4
Продолжение таблицы 2
123
ТШВ-15
Кт = 0,5
24
Генератор
Ктт = 8000/5
рег. № 5718-76
Генератор
25№5
ТШВ-15
Кт = 0,5
Ктт = 8000/5
рег. № 5718-76
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии,
что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3
метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт
хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая
часть.
Лист № 8
Всего листов 13
Границы интервала основной
относительной погрешности
ИК (±δ), %
Номер ИК
Диапазон
значений силы
тока
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
1-9
(ТТ 0,2S;
TН 0,2;
Сч 0,2S)
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
14, 15,19,
21
(ТТ 0,5S;
TН 0,5;
Сч 0,2S)
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
25
(ТТ 0,5;
TН 0,2;
Сч 0,2S)
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
cos φ cos φ cos φ cos φ
= 1,0 = 0,87 = 0,8 = 0,5
Границы интервала
относительной погрешности
ИК в рабочих условиях
эксплуатации (±δ), %
cos φ cos φ cos φ cos φ
= 1,0 = 0,87 = 0,8 = 0,5
1,01,11,11,8
1,21,21,32,0
0,01(0,02)I
н1
≤
I
1
< 0,05I
н1
0,05I
н1
≤ I
1
<
0,2I
н1
0,60,70,81,3
0,80,91,01,4
0,50,50,60,9
0,80,80,91,2
0,50,50,6
0,90,80,80,91,2
0,trial
≤ I
1
<
0,2I
н1
1,82,42,8
5,41,92,52,95,5
1,11,41,6
2,91,21,51,73,0
10-13, 16-
18, 20,
22-24
(ТТ 0,5;
TН 0,5;
Сч 0,2S)
0,91,11,2
2,21,01,31,42,3
1,82,22,5
4,81,92,32,64,8
0,01(0,02)I
н1
≤
I
1
< 0,05I
н1
0,05I
н1
≤ I
1
<
0,2I
н1
1,11,41,6
3,01,21,51,73,0
0,91,11,2
2,21,01,31,42,3
0,91,11,2
2,21,01,31,42,3
0,05I
н1
≤ I
1
<
0,2I
н1
1,72,42,8
5,31,82,52,85,4
0,91,21,4
2,71,11,41,62,8
0,70,91,0
1,90,91,11,22,0
Лист № 9
Всего листов 13
Границы интервала
основной относительной
погрешности ИК (±δ), %
Границы интервала
относительной погрешности
ИК в рабочих условиях
эксплуатации (±δ), %
Номер ИК
Диапазон значений
силы тока
1,8
1,5
2,3
2,0
1-9
(ТТ 0,2S;
TН 0,2;
Сч 0,5)
0,05I
н1
≤ I
1
< 0,2I
н1
4,4
2,5
4,7
2,9
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
2,4
1,5
2,8
2,0
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
1,9
1,2
2,4
1,8
4,0
2,4
4,2
2,8
0,05I
н1
≤ I
1
< 0,2I
н1
2,5
1,5
2,9
2,0
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
1,9
1,2
2,4
1,8
14, 15,19,
21
(ТТ 0,5S;
TН 0,5;
Сч 0,5)
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
1,9
1,2
2,4
1,8
0,05I
н1
≤ I
1
< 0,2I
н1
4,3
2,5
4,6
2,8
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
2,2
1,4
2,7
1,9
25
(ТТ 0,5;
TН 0,2;
Сч 0,5)
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
1,6
1,0
2,2
1,7
Продолжение таблицы 3
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
1
cos φ = 0,8
(sin φ = 0,6)
3
cos φ = 0,5
(sin φ = 0,87)
4
cos φ = 0,8
(sin φ = 0,6)
5
cos φ = 0,5
(sin φ = 0,87)
6
2
0,01(0,02)I
н1
≤ I
1
<
0,05I
н1
0,05I
н1
≤ I
1
< 0,2I
н1
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
1,4
1,0
1,0
0,9
0,8
0,8
2,0
1,8
1,8
1,6
1,5
1,5
10-13, 16-
18, 20,
22-24
(ТТ 0,5;
TН 0,5;
Сч 0,5)
0,01(0,02)I
н1
≤ I
1
<
0,05I
н1
5
Пределы допускаемой
погрешности СОЕВ (±Δ), с
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в
месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35°С.
Лист № 10
Всего листов 13
от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
220000
2
45000
45
Значение
от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
от +21 до +25
от -10 до +35
от -40 до +60
от -25 до +60
0,99
1
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- сила тока, % от I
ном
- коэффициент мощности, cos
j
- температура окружающей среды ,°C
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- сила тока, % от I
ном
- коэффициент мощности
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСВ-3
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
Устройство синхронизации времени УСВ-3:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сут, не менее
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее
3,5
Надежность системных решений:
-резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
-в журналах событий счетчика и сервера фиксируются факты:
-попытка несанкционированного доступа;
-факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
-изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
-отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
-наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-счетчика;
-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-испытательной коробки;
-сервера ИВК.
-наличие защиты на программном уровне:
-пароль на счетчике;
Лист № 11
Всего листов 13
-пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей;
-ИВК.
Возможность коррекции времени в:
-счетчиках (функция автоматизирована);
-сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
-
о состоянии средств измерений;
-
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
-
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
-
сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографическим способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Обозначение
ТОГФ-110
ТРГ-110
ТПОЛ-35
ТПЛ-35
ТПФМ-10
ТЛО-10
ТШВ-15
ЗНГ-110-У1
ЗНОМ-35
НТМИ-6
ЗНОЛ-НТЗ-6
Количество
15 шт.
12 шт.
14 шт.
6 шт.
2 шт.
2 шт.
12 шт.
6 шт.
6 шт.
3 шт.
6 шт.
СЭТ-4ТМ.03М
25 шт.
Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Устройство синхронизации времени
Сервер на базе виртуальной машины
Методика поверки
Формуляр
УСВ-3
VMware vSphere High Availability
МП-312235-075-2019
ПКФР.411711.002.ФО
1 шт.
1 шт.
1 экз.
1 экз.
Поверка
осуществляетсяподокументуМП-312235-075-2019«Системаавтоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучета электроэнергии(АИИСКУЭ)
(АИИСКУЭ) Ярославской ТЭЦ-3. Методика поверки», утвержденному
ООО «Энергокомплекс» 05.07.2019 г.
Основные средства поверки:
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки;
-
трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные
трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации,
МИ 2925-2005 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика
поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;
Лист № 12
Всего листов 13
-
средства измерений по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов
тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
-
средства измерений по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов
напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
-
электросчетчиковСЭТ-4ТМ.03М–всоответствиисдокументом
ИЛГШ.411152.145РЭ1«Счетчикиэлектрической энергиимногофункциональные
СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки»,
утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
-
устройства синхронизации времени УСВ-3 – в соответствии с документом РТ-МП-
3124-441-2016«УстройствасинхронизациивремениУСВ-3.Методикаповерки»,
утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
-
прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческого
учета электроэнергии(АИИС КУЭ)ЯрославскойТЭЦ-3», аттестованном
ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
Ярославской ТЭЦ-3
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Изготовитель
Публичное акционерное общество «Территориальная генерирующая компания №2»
(ПАО «ТГК-2»)
ИНН 7606053324
Адрес: 150003, г. Ярославль, ул. Пятницкая, д. 6
Телефон: +7 (4852) 79-70-86
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «РусЭнергоПром»
(ООО «РусЭнергоПром»)
ИНН 7725766980
Адрес: 117218, г. Москва, ул. Большая Черёмушкинская, д. 25, стр. 97, этаж 3, к. 309
Телефон/факс: +7 (499) 397-78-12/753-06-78
E-mail:
Лист № 13
Всего листов 13
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»
(ООО «Энергокомплекс»)
Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Мичурина, д. 26, 3
Телефон: +7 (351) 958-02-68
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2020 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 23666-02 | Системы автоматизированные учета нефтепродуктов и управления технологическими процессами на АЗС АСКУ АЗС | Нет данных | ООО НТФ "Измеритель", г.Королев | 1 год | Перейти |
| 47812-11 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Западно-Сибирской ЖД филиала ОАО "РЖД" в границах Новосибирской области | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 69825-17 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Лузино | Нет данных | ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 71733-18 | Система измерений количества и параметров нефти сырой на УПСВ "Парфеновская" ЦПНГ-5 | Нет данных | АО "Самаранефтегаз", г.Самара | 3 года | Перейти |
| 34511-07 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Магистральные нефтепроводы "Дружба". Измерительно-информационный комплекс ЛПДС "Никольское" | Нет данных | ЗАО "ОРДИНАТА", 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