Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ТГК-5" Ижевской ТЭЦ-1 Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ТГК-5" Ижевской ТЭЦ-1 Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 55605-13 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 001. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ЗАО "Электроцентроавтоматизация" (ЭЦА), г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ТГК-5" Ижевской ТЭЦ-1 Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ТГК-5" Ижевской ТЭЦ-1 Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
55605-13
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ТГК-5" Ижевской ТЭЦ-1
Обозначение типаНет данных
ПроизводительЗАО "Электроцентроавтоматизация" (ЭЦА), г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 001
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ТГК-5» Ижевской ТЭЦ-1 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии EPQS, СЭТ-4ТМ.03М.16 по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, в режиме измерений активной электроэнергии; по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2. 2-й уровень – устройства сбора и передачи данных на базе контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70 и СИКОН С10 (далее – УСПД) и каналообразующая аппаратура. 3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, ИВК ИКМ-Пирамида (Зав. № R-4302-1332003), устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 (№ 2863), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». 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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень по каналам связи ВОЛС через коммутаторы Ethernet. Информация поступает в линию Ethernet и передается в сервер АИИС КУЭ. На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера. АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-2, синхронизирующих собственное системное время по сигналам поверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность часов УСВ-2 не более (0,35 с. Часы ИВК ИКМ-Пирамида синхронизированы с часами УСВ-2, коррекция осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Часы УСПД синхронизированы с часами ИВК ИКМ-Пирамида. Коррекция чсов ИВК ИКМ-Пирамида и УСПД осуществляется один раз в сутки, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с. Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД, и АРМ АИИС КУЭ отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ ОАО «ТГК-5» Ижевской ТЭЦ-1 используется ПО «Пирамида 2000» версии 20.02, в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000». Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Наименование программного обеспеченияИдентификационное наименование программного обеспеченияНомер версии (идентификационный номер) программного обеспеченияЦифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учетаCalcClients.dll3e55712d0b1b219065d63da949114dae4MD5
Модуль расчета небаланса энергии/мощностиCalcLeakage.dll3b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132fMD5
Продолжение таблицы 1
Наименование программного обеспеченияИдентификационное наименование программного обеспеченияНомер версии (идентификационный номер) программного обеспеченияЦифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторахCalcLosses.dll3d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480acMD5
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычисленийMetrology.dll352e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83MD5
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколеParseBin.dll36f557f885b737261328cd77805bd1ba7MD5
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭКParseIEC.dll348e73a9283d1e66494521f63d00b0d9fMD5
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу ModbusParseModbus.dll3c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48MD5
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу ПирамидаParsePiramida.dll3ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979fMD5
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информацииSynchroNSI.dll3530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09MD5
Продолжение таблицы 1
Наименование программного обеспеченияИдентификационное наименование программного обеспеченияНомер версии (идентификационный номер) программного обеспеченияЦифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времениVerifyTime.dll31ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75MD5
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000» внесены в Госреестр РФ под № 21906-11. Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения. Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов. Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристикиСостав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2 Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
№№ ИКНаименование точки измеренийСостав измерительного каналаВид электроэнергииМетрологические характеристики ИК
123456789
1Ижевская ТЭЦ-1 Г-1ТЛШ-10-1 У3 Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 6801 Зав. № 68043НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 6864 Зав. № 6868 Зав. № 6856EPQS-121.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898184СИКОН С10 Зав. № 409Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
2Ижевская ТЭЦ-1 Г-2ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 20239 Зав. № 202433НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 4668 Зав. № 4700 Зав. № 4739EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202504
3Ижевская ТЭЦ-1 Г-3ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 20240 Зав. № 202373НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 4415 Зав. № 4698 Зав. № 4696EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202356
4Ижевская ТЭЦ-1 Г-4ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 20235 Зав. № 202423НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 2239 Зав. № 2254 Зав. № 2259EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201854
5Ижевская ТЭЦ-1 Г-7ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 7541 Зав. № 75423НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 7083 Зав. № 7079 Зав. № 7085EPQS-111.08.07LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202467СИКОН С10 Зав. № 363Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
Продолжение таблицы 2
123456789
6Ижевская ТЭЦ-1 Г-8AON-F Кл.т. 0,2S 10000/1 Зав. № 467980201 Зав. № 467980202 Зав. № 467980203UKM 24/3 Кл.т. 0,2 15750:√3/ 100:√3 Зав. № 468130301 Зав. № 468130302 Зав. № 468130303СЭT-4TM.03M.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805131118СИКОН С70 Зав. № 06879Активная,реактивная±0,6 ±1,2±1,5 ±2,8
7Ижевская ТЭЦ-1 Г-9AON-F Кл.т. 0,2S 6000/1 Зав. № 468060201 Зав. № 468060202 Зав. № 468060203UKM 36 Кл.т. 0,2 10500:√3/ 100:√3 Зав. № 468140401 Зав. № 468140402 Зав. № 468140403СЭT-4TM.03M.16 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805131230
8Ижевская ТЭЦ-1 Ф-1 ИЭСТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 20047 Зав. № 199913НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392EPQS-121.23.17LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898187СИКОН С10 Зав. № 409Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
9Ижевская ТЭЦ-1 Ф-8 ИЭСТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 3 Зав. № 1813НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201660
10Ижевская ТЭЦ-1 Ф-11 ИЭСТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19998 Зав. № 199893НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202503
11Ижевская ТЭЦ-1 Ф-20 ИЭСТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 103 Зав. № 53НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201698
Продолжение таблицы 2
123456789
12Ижевская ТЭЦ-1 КРУЭ-110 кВ - ВЛ-110 кВ п/с Машзавод 1 цепьF35-CT4 Кл.т. 0,2S 1200/1 Зав. № 2012/45305-1005/1/D1 Зав. № 2012/45305-1005/1/D1 Зав. № 2012/45305-1005/1/D1SUD 145/H79-F35 Кл.т. 0,2 110000:√3/ 100:√3 Зав. № 12/117 224 Зав. № 12/117 224 Зав. № 12/117 224СЭT-4TM.03M.16Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805131505СИКОН С70 Зав. № 06879Активная,реактивная±0,6 ±1,2±1,5 ±2,8
13Ижевская ТЭЦ-1 Ф-26 ИЭСТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 302 Зав. № 3143НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201658СИКОН С10 Зав. № 409Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
14Ижевская ТЭЦ-1 Ф-30 ИЭСТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19875 Зав. № 202243НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201697
15Ижевская ТЭЦ-1 Ф-35 ИЭСТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19931 Зав. № 199963НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202437
16Ижевская ТЭЦ-1 Ф-36 филиал «УПП № 821» ФГУП «ГУССТ № 8 при Спецстрое России»ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19992 Зав. № 199973НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201863
Продолжение таблицы 2
123456789
17Ижевская ТЭЦ-1 КРУЭ-110 кВ - ВЛ-110 кВ п/с Машзавод 2 цепьF35-CT4 Кл.т. 0,2S 1200/1 Зав. № 2012/45305-1005/2/D1 Зав. № 2012/45305-1005/2/D1 Зав. № 2012/45305-1005/2/D1SUD 145/H79-F35 Кл.т. 0,2 110000:√3/ 100:√3 Зав. № 12/117 223 Зав. № 12/117 223 Зав. № 12/117 223СЭT-4TM.03M.16Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806131344СИКОН С70 Зав. № 06879Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
18Ижевская ТЭЦ-1 Ф-52 ИЭСТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 320 Зав. № 3043НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202470СИКОН С10 Зав. № 363Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
19Ижевская ТЭЦ-1 Ф-56 ОАО Иж. Мотозавод "Аксион Холдинг"ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19874 Зав. № 200013НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345EPQS-121.23.17LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898189
20Ижевская ТЭЦ-1 Ф-58 ИЭСТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 90 Зав. № 963НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202510
21Ижевская ТЭЦ-1 Ф-60 ОАО "ИЭМЗ "Купол"ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 9 Зав. № 933НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202440
22Ижевская ТЭЦ-1 Ф-61 ИЭСТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19994 Зав. № 198223НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201694
Продолжение таблицы 2
123456789
23Ижевская ТЭЦ-1 Ф-62 ОАО Иж. Мотозавод "Аксион Холдинг"ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 2 Зав. № 13НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202445СИКОН С10 Зав. № 363Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
24Ижевская ТЭЦ-1 Ф-64 ИЭСТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 91 Зав. № 83НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202465
25Ижевская ТЭЦ-1 Ф-68 ИЭСТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 98 Зав. № 973НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202469
26Ижевская ТЭЦ-1 Ф-3 ОАО "Ижмашэнерго"ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19336 Зав. № 200003НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392EPQS-121.23.17LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898179СИКОН С10 Зав. № 409Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
27Ижевская ТЭЦ-1 Ф-6 ОАО "Ижмашэнерго"ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19993 Зав. № 200463НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392EPQS-121.23.17LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898182
28Ижевская ТЭЦ-1 Ф-9 ОАО "Ижмашэнерго"ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 182 Зав. № 3073НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201862
Продолжение таблицы 2
123456789
29Ижевская ТЭЦ-1 Ф-10 ОАО "Ижмашэнерго"ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 305 Зав. № 3033НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392EPQS-121.23.17LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898177СИКОН С10 Зав. № 409Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
30Ижевская ТЭЦ-1 Ф-12 ОАО "Ижмашэнерго"ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 301 Зав. № 1793НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392EPQS-121.23.17LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898183
31Ижевская ТЭЦ-1 Ф-38 ОАО НПО "Ижмаш"ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 319 Зав. № 3183НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201693
32Ижевская ТЭЦ-1 Ф-66 ОАО "Ижмашэнерго"ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 10 Зав. № 893НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202509СИКОН С10 Зав. № 363Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
33Ижевская ТЭЦ-1 КРУЭ-110 кВ - ВЛ-110 кВ п/с Ижевск 1 цепьF35-CT4 Кл.т. 0,2S 1200/1 Зав. № 2012/45305-1005/4/D1 Зав. № 2012/45305-1005/4/D1 Зав. № 2012/45305-1005/4/D1SUD 145/H79-F35 Кл.т. 0,2 110000:√3/ 100:√3 Зав. № 12/117 224 Зав. № 12/117 224 Зав. № 12/117 224СЭT-4TM.03M.16Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0804130926СИКОН С70 Зав. № 06879Активная,реактивная±0,6 ±1,2±1,5 ±2,8
Продолжение таблицы 2
123456789
34Ижевская ТЭЦ-1 КРУЭ-110 кВ - ВЛ-110 кВ п/с Ижевск 2 цепьF35-CT4 Кл.т. 0,2S 1200/1 Зав. № 2012/45305-1005/3/D1 Зав. № 2012/45305-1005/3/D1 Зав. № 2012/45305-1005/3/D1SUD 145/H79-F35 Кл.т. 0,2 110000:√3/ 100:√3 Зав. № 12/117 223 Зав. № 12/117 223 Зав. № 12/117 223СЭT-4TM.03M.16Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0805131237СИКОН С70 Зав. № 06879Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
35Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 1 секц. яч. 2 - КЛ-6 кВ, ф. 2, ПС-117 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 107 Зав. № 1003НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201667СИКОН С10 Зав. № 409Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
36Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 1 секц. яч. 4 - КЛ-6 кВ, ф. 4, ПС-135 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19988 Зав. № 199993НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10538 Зав. № 10539 Зав. № 10392EPQS-122.23.17LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898176
37Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секц. яч. 32 - КЛ-6 кВ, ф. 32, ПС-141 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19930 Зав. № 198763НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862EPQS-122.23.17LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898188
38Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секц. яч. 34 - КЛ-6 кВ, ф. 34, ПС-12 с отп. на ПС-13 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 19929 Зав. № 198733НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202472
Продолжение таблицы 2
123456789
39Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секц. яч. 39 - КЛ-6 кВ, ф. 39, ПС-30 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 20045 Зав. № 199903НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 202544СИКОН С10 Зав. № 409Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
40Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секц. яч. 41 - КЛ-6 кВ, ф. 41, ПС-14 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 20226 Зав. № 199953НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862EPQS-111.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201666
41Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 2 секц. яч. 44 - КЛ-6 кВ, ф. 44, ПС-8 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 176 Зав. № 1803НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 9821 Зав. № 9830 Зав. № 9862EPQS-121.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898181
42Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 секц. яч. 50 - КЛ-6 кВ, ф. 50, ПС-167 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 173 Зав. № 1743НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345EPQS-121.23.17LL Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 00898178СИКОН С10 Зав. № 363Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
43Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 секц. яч. 54 - КЛ-6 кВ, ф. 54, ПС-135 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 177 Зав. № 1783НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345EPQS-121.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 257720
Продолжение таблицы 2
123456789
44Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6 кВ, 3 секц. яч. 63 - КЛ-6 кВ, ф. 63, ПС-1 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 175 Зав. № 3003НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345EPQS-121.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201659СИКОН С10 Зав. № 363Активная,реактивная±1,0 ±2,6±3,2 ±4,6
45Ижевская ТЭЦ-1, ГРУ-6кВ, 3 секц. яч. 70 - КЛ-6 кВ, ф. 70, ПС-1 ОАО «Ижсталь» (МЕЧЕЛ)ТПОЛ-10-3 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 308 Зав. № 3093НОЛ.06-6 У3 Кл.т. 0,5 6000:√3/ 100:√3 Зав. № 10116 Зав. № 9475 Зав. № 10345EPQS-121.08.07LLКл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 201692
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО; 4. Нормальные условия эксплуатации: – параметры сети: напряжение (0,95 – 1,05) Uн; ток (1,0 – 1,2) Iн; cos( = 0,9инд.; – температура окружающей среды: (20±5) °С; 5. Рабочие условия эксплуатации: – параметры сети для ИК: напряжение - (0,98 – 1,02) Uном; ток - (1 – 1,2) Iном; частота – (50±0,15) Гц; cos(=0,9инд; – параметры сети: диапазон первичного напряжения – (0,9 – 1,1) Uн1; диапазон силы первичного тока – (0,05 – 1,2) Iн1; коэффициент мощности cosφ(sinφ) 0.5 – 1,0 (0,87 – 0,5); частота – (50 ± 0,4) Гц; – допускаемая температура окружающего воздуха для ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до + 50˚С; для счетчиков от минус 40 ˚С до + 60 ˚С; ИВКЭ - от + 10 ˚С до + 35 ˚С; – магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл. 6. Погрешность в рабочих условиях указана для cosφ = 0,8 инд, значения силы тока, равному 0,05 Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С. 7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005. 8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена АРМ АИИС КУЭ и УСВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в произвольной форме, установленной в ОАО «ТГК-5» Ижевская ТЭЦ-1. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. 9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральиный информационный фонд по обеспечению единства измерений. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: – счетчик СЭТ-4ТМ.03М – среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа; – счетчик EPQS – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа; – УСПД «СИКОН С70» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; – УСПД «СИКОН С10» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; – ИВК «ИКМ-Пирамида» – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч. Надежность системных решений: –защита от кратковременных сбоев питания сервера и 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 счётчика: – параметрирования; – пропадания напряжения; – коррекции часов в счетчике; – журнал УСПД: – параметрирования; – пропадания напряжения; – коррекции часов в счетчике и УСПД; – пропадание и восстановление связи со счетчиком; Защищённость применяемых компонентов: – механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: – электросчётчика; – промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; – испытательной коробки; – УСПД; – сервера; – защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: – электросчетчика; – УСПД; – сервера. Возможность коррекции часов в: – электросчетчиках (функция автоматизирована); – УСПД (функция автоматизирована); – ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации: – о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность: – измерений 30 мин (функция автоматизирована); – сбора 30 мин (функция автоматизирована). Глубина хранения информации: – электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет; – УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания – 10 лет; – Сервер АИИС КУЭ - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
КомплектностьКомплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование и тип№ в ГосреестреКоличество, шт
123
Трансформатор тока измерительный F35-CT440729-0912
Трансформатор тока AON-F43946-106
Трансформатор тока ТПОЛ-101261-0876
Трансформатор тока ТЛШ-1011077-072
Трансформатор напряжения измерительный ЗНОЛ.063344-04, 3344-0824
Трансформатор напряжения UKM43945-106
Трансформатор напряжения измерительный SUD 145/H79-F3540730-096
Счётчики электрической энергии многофункциональные EPQS25971–03, 25971–0639
Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭT-4TM.03M36697-126
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С7028822-252
Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С1021741-032
Комплекс информационно-вычислительный ИКМ-Пирамида45270-101
Методика поверки–1
Формуляр ЭТА.425213.030 ТРП. ФО–1
Поверкаосуществляется по документу МП 55605-13 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ТГК-5» Ижевской ТЭЦ-1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в октябре 2013  г. Средства поверки – по НД на измерительные компоненты: Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки"; Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки"; счетчиков электрической энергии EPQS – в соответствии с РМ 1039597-26-2002. «Счетчики многофункциональные электрической энергии EPQS». Методика поверки»; СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ; Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1»; Контроллер сетевой индустриальный СИКОН С10 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С10. Методика поверки ВЛСТ 180.00.000 И1»; ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки ВЛСТ 230.00.000 И1»; УСВ-2 – по документу ИВК «Усройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000МП»; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04; переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ТГК-5» Ижевской ТЭЦ-1 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. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. МИ 3000-2006 "Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки". «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ТГК-5» Ижевской ТЭЦ-1. Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений – при осуществлении торговли и товарообменных операций.
ЗаявительЗакрытое акционерное общество «Электроцентроавтоматизация» Юридический адрес: г. Москва, ул. Малая Семеневская, д. 9, стр. 4 Почтовый адрес: 107023, : г. Москва, ул. Малая Семеневская, д. 9, стр. 4, Тел.: (495) 662-88-67 Факс: (495) 662-88-68 E-mail: eca-info@aoeca.ru
Испытательный центрФедеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Курской области» (ФБУ «Курский ЦСМ») Юридический адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а тел./факс: (4712) 53–67–74, E–mail: kcsms@sovtest.ru Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30048-11 от 15.08.2011 г.