Сведения о средстве измерений: 52953-13 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО "ТГК-11"

Номер по Госреестру СИ: 52953-13
52953-13 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО "ТГК-11"
( )

Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО «ТГК-11» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ТЭЦ-1 АО «Томская генерация», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.

сертификация программного обеспечения

Общие сведения

Дата публикации - 26.08.2018
Срок свидетельства -
Номер записи - 166803
ID в реестре СИ - 395687
Тип производства - единичное
Описание типа

Поверка

Интервал между поверками по ОТ - 4 года
Наличие периодической поверки - Да
Методика поверки

Модификации СИ

Производитель

Изготовитель - АО "Ивэлектроналадка"
Страна - РОССИЯ
Населенный пункт - г.Иваново
Уведомление о начале осуществления предпринимательской деятельности - Да

Полезный отчет для тех, кто хочет понять, как распределены средства измерений по территории России. Отнесение СИ к конкретному городу осуществляется по адресу организации, осуществляющей поверку (как правило, организация имеет место осуществления деятельности, привязанное к адресу регистрации). Применение базы географических объектов РФ позволяет сделать дальнейшую привязку к региону, области и федеральному округу РФ.

Отчет состоит из трех круговых диаграмм и интерактивной географической карты.

Круговые диаграммы приводят данные по количественному и процентному соотношению средств измерений по Федеральным округам, регионам, областям и городам (с указанием доли рынка, кол-ва аккредитованных организаций, кол-ва СИ).

На интерактивную карту маркерами и цифрами нанесены города и количество организаций, аккредитованных на поверку в каждом конкретном городе. Дополнительно приводится краткая информация по организациям (контактные данные, номер аттестата аккредитации).

Дополнительно, отчет сопровождается справочной таблицей, содержащей информацию об аккредитованной организации с указанием адреса осуществления деятельности, города, региона, округа и количества поверок, занесенных в ФГИС АРШИН.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Статистика

Кол-во поверок -
Выдано извещений -
Кол-во периодических поверок -
Кол-во средств измерений -
Кол-во владельцев -
Усредненный год выпуска СИ -
МПИ по поверкам - дн.

Наличие аналогов СИ: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО "ТГК-11" ( )

ИМПОРТНОЕ СИ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель
ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛОГ
№ в реестре, наименование СИ, обозначение, изголовитель

Все средства измерений АО "Ивэлектроналадка"

№ в реестре
cрок св-ва
Наименование СИ, обозначение, изголовитель ОТ, МП МПИ
64523-16

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Объект № 3 (ПГУ ТЭЦ-450) г. Ярославль, Тенинская котельная, Нет данных
АО "Ивэлектроналадка" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
МП
4 года
65565-16

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ЭС-1 Центральной ТЭЦ Филиала "Невский" ОАО "ТГК-1", Нет данных
АО "Ивэлектроналадка" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
МП
4 года
66040-16

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности Филиала "Сочинская ТЭС" АО "Интер РАО - Электрогенерация" на оптовом рынке электроэнергии, Нет данных
АО "Ивэлектроналадка" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
МП
4 года
68012-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220 кВ "Тверицкая" для технологического присоединения Ярославской ТЭС (ПГУ-470 МВт) для нужд ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Центра, Нет данных
АО "Ивэлектроналадка" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
МП
4 года
68013-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220 кВ "Тутаев" для технологического присоединения Ярославской ТЭС (ПГУ-470 МВт) для нужд ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Центра, Нет данных
АО "Ивэлектроналадка" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
МП
4 года
68014-17

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220 кВ "Ярославская" для технологического присоединения Ярославской ТЭС (ПГУ-470 МВт) для нужд ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Центра, Нет данных
АО "Ивэлектроналадка" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
МП
4 года
52953-13

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО "ТГК-11",
АО "Ивэлектроналадка" (РОССИЯ г.Иваново)
ОТ
МП
4 года

Отчет представляет собой таблицу с перечнем эталонов организаций, применяемых при поверке расходомеров и теплосчетчиков. По каждому эталону приведена статистика поверок СИ по годам. В качестве эталона могут выступать ГЭТ, эталоны единиц величин или СИ, используемые в качестве эталонов.

Стоимость 200 руб. или по подписке

Кто поверяет Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО "ТГК-11" ( )

Наименование организации Cтатус Поверенные модификации Кол-во поверок Поверок в 2024 году Первичных поверок Периодических поверок Извещений Для юриков Для юриков первичные Для юриков периодические

Стоимость поверки Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО "ТГК-11" ( )

Организация, регион Стоимость, руб Средняя стоимость

Программное обеспечение

Прикладное программное обеспечение «Пирамида 2000» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - «Высокий», согласно Р 50.2.077-2014.

Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «Пирамида 2000»

Номер версии файла (идентификационный № файла; цифровой идентификатор)

1.0.0.0 (SCPAuto.exe; 808D3D62)

1.0.0.0 (TimeSynchro.exe; A8E1E901)

2.0.0.0 (Sheduler.exe; 27DC4514)

1.0.0.0 (RecEx.exe; D268CC66)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

CRC32


Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ принтером.


Сведения о методиках измерений

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе ИЭН 1959 РД-13.000.МИ «Методика измерений количества электрической энергии и мощности, с использованием АИИС КУЭ ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО «ТГК-11» (АИИС ТГК-11 «Томская ТРК»), номер по Федеральному реестру методик измерений ФР.1.34.2013.14687


Нормативные и технические документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО «ТГК-11»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Поверка

Поверка

осуществляется по документу ИЭН 1959РД-12.01 МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПРК с ГТУ-16 МВт ОАО «ТГК-11» Методика поверки (с Изменением 1)», утвержденному ФБУ «Марийский ЦСМ» 29.01.2018 г.

Основные средства поверки:

  • - средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;

  • - радиосервер точного времени РСТВ-01-01 ПГ ±0,1 мкс, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 40586-09);

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающие определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.


Изготовитель

Акционерное общество «Ивэлектроналадка» (АО «Ивэлектроналадка»)
ИНН 3729003630
Адрес: 153002, г. Иваново, ул. Калинина, д. 5
Е-mail: askue@ien.ru
Телефон (факс): 8(4932) 230-230, 8(4932) (29-88-22)
В части модернизации АИИС КУЭ
Общество с ограниченной ответственностью «ОПТОХРОМ» (ООО «ОПТОХРОМ») ИНН 1215175884
Адрес: Республика Марий Эл, г. Йошкар-Ола, ул. Эшкинина, д. 25, оф. 92 Е-mail: optochrom@mail.ru
Телефон (факс):8(8362) 23-24-08

Испытательный центр


Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в республике Марий Эл» (ФБУ «Марийский ЦСМ»)
Адрес: 424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, д. 3
Телефон (факс): 8 (8362) 41-20-18, 8 (8362) (41-16-94)
Web-сайт: www.maricsm.ru
E-mail: gost@maricsm.ru

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.

АИИС КУЭ решает следующие функции:

  • - автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

  • - периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;

  • - предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников оптового рынка электроэнергии;

  • - обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка 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 (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

  • 1- й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК) трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.

Между уровнями ИИК и ИВКЭ с помощью интерфейса RS-485 организованы каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВКЭ.

  • 2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных типа «Контроллер сетевой индустриальный Сикон С70» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28822-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.

Между уровнями ИВКЭ и ИВК организованы каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений от ИВКЭ в ИВК.

  • 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения («Пирамида 2000», производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии», (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 21906-11), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени УСВ-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10), автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).

На уровне ИВК обеспечивается:

- автоматический регламентный сбор результатов измерений;

- автоматическое выполнение коррекции времени;

- сбор данных о состоянии средств измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);

- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;

- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;

- ведение нормативно-справочной информации;

- ведение «Журналов событий»;

- формирование отчетных документов;

- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;

- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;

- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;

- диагностику работы технических средств и ПО;

- разграничение прав доступа к информации;

- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.

Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet.

АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.

АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:

- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;

- показатели режимов электропотребления;

- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;

- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.

Первичные фазные 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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:

- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя устройство УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. Часы сервера синхронизируются с часами УСВ-2 не реже 1 раза в час при достижении рассогласования времени более чем на ±1 с. Сервер осуществляет коррекцию внутренних часов УСПД при рассогласовании с показаниями часов сервера более чем на ± 2 с. УСПД осуществляет коррекцию внутренних часов счетчиков при рассогласовании с показаниями часов УСПД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Защищенность применяемых компонентов:

а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

  • - счетчика электрической энергии;

  • - испытательной коробки;

  • - УСПД;

  • - сервера;

б) защита информации на программном уровне:

  • - результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

  • - установка пароля на счетчик;

  • - УСПД;

  • - установка пароля на сервер.


Таблица 4 -

Наименование изделия

Обозначение

Количество

Счетчик электрической энергии

EPQS

5

Трансформатор тока

ТВ

12

Трансформатор тока

ТЛП-10-1

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-35

1

Трансформатор напряжения

3НОМ-35-65

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ

3

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

1

Контроллер сетевой индустриальный

Сикон С70

1

Комплекс информационно-вычислительный

ПО «Пирамида 2000»

1

Методика поверки

ИЭН 1959РД-12.01 МП с Изменением №1

1

Инструкция по эксплуатации

ИЭН 1959РД-12.01.ИЭ

1

Паспорт

ИЭН 1959РД-12.01.ПС

1


Состав и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ

ИК

Наименование присоединения

Состав ИК 1-го уровня

УСПД

Вид электро-энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ЛЭП

35 кВ

3525

ТВ; 600/5; к.т. 0,5; Рег. № 46101-10

НАМИ-35; 35000/100, к.т. 0,5; Рег. № 19813-09

EPQS

к.т. 0,5S/1,0; Рег. № 25971-06

Сикон

С70 Рег. № 28822-05

Активная Реактивная

±0,9

±1,5

±5,6

±5,2

2

ЛЭП

35 кВ

3526

ТВ; 600/5; к.т. 0,5; Рег. № 46101-10

3НОМ-35-65;

35000/^3/100/^3

к.т. 0,5; Рег. № 912-07

EPQS

к.т. 0,5S/1,0; Рег. № 25971-06

Активная Реактивная

±0,9

±1,5

±5,6

±5,2

3

ЛЭП

35 кВ

3594

ТВ; 600/5; к.т. 0,5; Рег. № 46101-10

НАМИ-35;

35000/100, к.т. 0,5; Рег. № 19813-09

EPQS

к.т. 0,5S/1,0; Рег. № 25971-06

Активная Реактивная

±0,9

±1,5

±5,6

±5,2

4

ЛЭП

35 кВ

3595

ТВ; 600/5; к.т. 0,5; Рег. № 46101-10

3НОМ-35-65;

35000/^3/100/^3

к.т. 0,5; Рег. № 912-07

EPQS

к.т. 0,5S/1,0; Рег. № 25971-06

Активная реактивная

±0,9

±1,5

±5,6

±5,2

5

ТГ-1

ТЛП-10-1; 2000/1; к.т. 0,2S; Рег. № 30709-11

ЗНОЛ;

6300/^3/110/^3, к.т. 0,5; Рег. № 46738-11

EPQS

к.т. 0,5S/1,0; Рег. № 25971-06

Активная Реактивная

±0,8

±1,3

±2,8

±3,5

Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ± 5 с.

Примечания:

  • 1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.

  • 2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.

Таблица 3 - Технические характеристики

Нормальные условия измерений

параметры сети: напряжение

ток

cos9

(0,98-1,02) ином

(1-1,2) 1ном

0,9 инд

температура окружающего воздуха

от +21 до +25 °С

относительная влажность воздуха

от 30 до 80 %

атмосферное давление

от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.)

напряжение питающей сети переменного тока

от 215,6 до 224,4 В

частота питающей сети переменного тока

от 49 до 51 Гц

индукция внешнего магнитного поля

не более 0,05 мТл

Рабочие условия измерений

параметры сети: напряжение

(0,9-1,1) ином

ток

(1-1,2) 1ном

cos9

0,9 инд

температура окружающего воздуха

от +21 до +25 °С

относительная влажность воздуха

от 30 до 80 %

атмосферное давление

от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.)

напряжение питающей сети переменного тока

от 215,6 до 224,4 В

частота питающей сети переменного тока

от 49 до 51 Гц

индукция внешнего магнитного поля

не более 0,5 мТл

Глубина хранения информации

- счетчик электрической энергии:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток

-УСПД:

суточные   данные   о   тридцатиминутных

приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - не менее 45 суток

- ИВК:

хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет

Надежность применяемых в системе компонентов

- счетчик электрической энергии:

среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 3 суток

- УСПД:

среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 24 часов

- сервер:

среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, если заказчик не претендует на изменение (улучшение) указанных в описании типа АИИС КУЭ метрологических характеристик ИК системы. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.


Настройки внешнего вида
Цветовая схема

Ширина

Левая панель