Приложение к свидетельству № 56323
об утверждении типа средств измерений
лист № 1
всего листов 11
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
информационно-измерительная коммерческого
(АИИС КУЭ) Белореченская ГЭС
Системаавтоматизированная
учета электроэнергии
ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-
троэнергии (АИИС КУЭ) Белореченская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго» (далее по тексту –
АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обра-
ботки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную
систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-й уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя из-
мерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тек-
сту – счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи дан-
ных.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), вклю-
чающийустройствосбораипередачиданных(УСПД)СИКОНС70(Госреестр
№ 28822-05), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения
информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя уст-
ройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2, сервер, АРМ (автомати-
зированное рабочее место), а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программ-
ных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной
дискретностью учета (30 мин);
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоя-
нии средств измерений во всех ИК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специали-
зированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери ин-
формации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных пара-
метров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и сис-
темного времени);
- передача результатов измерений ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - РДУ и
другим субъектам оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного 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).
лист № 2
Всего листов 11
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на из-
мерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых
сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического
тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные
значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов
времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные ком-
мерческого учета соотнесены с текущим временем. Результаты измерений передаются в целых
числах кВт∙ч.
УСПД, по проводным линиям связи и по каналам GSM считывает значения мощностей и
текущие показания счетчиков, также в нём осуществляется вычисление электроэнергии и мощ-
ности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансфор-
мации выбраны равные 1 так, как это позволяет производить замену вышедших из строя прибо-
ров учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации.
Сервер, с периодичностью один раз в 30 минут, по сети Ethernet (основной канал) или по
сети GSM (резервный канал) опрашивает УСПД и считывает с них получасовые значения элек-
троэнергии, показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий. Считанные
значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
Сервер, в автоматическом или ручном режиме 1 раз в сутки считывает из базы данных
получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи
сети Internet отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.
АРМ считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения
единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят: устройство син-
хронизации времени УСВ-2 с встроенным приемником сигналов точного времени на основе
глобальной системы позиционирования GPS, счетчики электроэнергии, УСПД, сервер.
Синхронизация времени УСПД от приемника точного времени происходит ежесекундно.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера происходит при каждом сеансе связи, но не
реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и
сервера на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к
счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении
показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±3 с.
Точность хода часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО УСПД,
ПО СБД, ПО АРМ.
Программные средства СБД уровня ИВК включают операционную систему, сервисные
программы, программы обработки текстовой информации (MS Office), ПО систем управления
базами данных (СУБД) и ПО «Пирамида 2000».
Программные средства АРМ включают операционную систему, программы обработки
текстовой информации (MS Office) и клиентское ПО «Пирамида 2000».
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
лист № 3
Всего листов 11
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в ИВК
АИИС КУЭ
(идентифи-
кационный
Идентификационное наимено-
Номер версии
вание программного модуля ПО
«Пирамида 2000»
номер) ПО
Цифровой иденти-
фикатор ПО (кон-
трольная сумма ис-
полняемого кода)
Идентифи-
кационное
наимено-
вание
файла ПО
Алгоритм вы-
числения
цифрового
идентифика-
тора ПО
3
e55712d0b1b219065 CalcClients.
d63da949114dae4dll
3
b1959ff70be1eb17c8 CalcLeakag
3f7b0f6d4a132fe.dll
3
d79874d10fc2b156a CalcLosses.
0fdc27e1ca480acdll
3
52e28d7b608799bb3 Metrology.d
ccea41b548d2c83ll
3
6f557f885b7372613
28cd77805bd1ba7
ParseBin.dll
3
3
c391d64271acf4055 ParseModb
bb2a4d3fe1f8f48us.dll
3
ecf532935ca1a3fd32 ParsePirami
15049af1fd979fda.dll
3
530d9b0126f7cdc23 SynchroNSI
ecd814c4eb7ca09.dll
Модуль вычисления значений
энергии и мощности по груп-
пам точек учета
Модуль расчета небаланса
энергии/мощности
Модуль вычисления значений
энергии потерь в линиях и
трансформаторах
Общий модуль, содержащий
функции, используемые при
вычислениях различных значе-
ний и проверке точности вы-
числений
Модуль обработки значений
физических величин, переда-
ваемых в бинарном протоколе
Модуль обработки значений
физических величин, переда-
ваемых по протоколам семейст-
ва МЭК
Модуль обработки значений
физических величин, переда-
ваемых по протоколу Modbus
Модуль обработки значений
физических величин, переда-
ваемых по протоколу Пирамида
Модуль формирования расчет-
ных схем и контроля целостно-
сти данных нормативно-
справочной информации
Модуль расчета величины рас-
синхронизации и значений кор-
рекции времени
3
1ea5429b261fb0e28 VerifyTime.
84f5b356a1d1e75dll
MD5
48e73a9283d1e6649 ParseIEC.dl
4521f63d00b0d9fl
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной докумен-
тации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное
ФГУП «ВНИИМС».
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологическиехарактеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и пред-
намеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
лист № 4
Всего листов 11
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
ТПОФ
1500/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 9503
Зав. № 95048
Зав. № 95050
Госреестр
№ 518-50
НАМИ-10-95УХЛ2
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 3008
Госреестр
№ 20186-05
EA05RAL-B-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
01089661
Госреестр
№ 16666-07
СИКОН С70
Зав. № 01021
Госреестр
№ 28822-05
ТПОФ
1500/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 65799
Зав. № 65795
Зав. № 65793
Госреестр
№ 518-50
НАМИ-10-95УХЛ2
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 2984
Госреестр
№ 20186-05
EA05RAL-B-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
01089675
Госреестр
№ 16666-07
СИКОН С70
Зав. № 01021
Госреестр
№ 28822-05
НАМИ-10-95УХЛ2
10000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 3818
Госреестр
№ 20186-05
EA05RAL-B-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
01089669
Госреестр
№ 16666-07
СИКОН С70
Зав. № 01021
Госреестр
№ 28822-05
EA05RAL-B-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
01089672
Госреестр
№ 16666-07
СИКОН С70
Зав. № 01021
Госреестр
№ 28822-05
№ ИК
ИК
трической
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ
Состав 1-го и 2-го уровней ИК
Наименование
ТрансформаторТрансформатор на-
Счетчик элек-
ИВКЭ
тока пряжения
энергии
(УСПД)
123456
1ГГ-1
2ГГ-2
3ГГ-3
Белореченская
ГЭС,
ОРУ 110 кВ,
41 СШ 110 кВ,
ВЛ-110кВ "Бело-
реченская ГЭС-
Мартанская"
ТОЛ-10
1500/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 55175
Зав. № 55174
Зав. № 55173
Госреестр
№ 7069-07
ТВГ-110
600/5
Кл. т. 0,2
Зав. № 63787
Зав. № 63788
Зав. № 63789
Госреестр
№ 22440-07
НКФ-110
(110000/√3)/(100/√3)
Кл. т. 0,5
Зав. № 6293
Зав. № 6302
Зав. № 6261
Госреестр
№ 26452-06
лист № 5
Всего листов 11
EA05RAL-B-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
01089671
Госреестр
№ 16666-07
СИКОН С70
Зав. № 01021
Госреестр
№ 28822-05
EA05RAL-B-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
01089706
Госреестр
№ 16666-07
СИКОН С70
Зав. № 01021
Госреестр
№ 28822-05
7
Белореченская
ГЭС, ОРУ 35 кВ,
СШ 35 кВ,
ВЛ-35 кВ "Бело-
реченская ГЭС-
Рязанская 1"
ТФН-35
300/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 5867
Зав. № 5865
Госреестр
№ 664-51
НОМ-35
35000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 730597
Зав. № 730645
Зав. № 730587
Госреестр
№ 187-49
EA05RAL-B-3
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
01089797
Госреестр
№ 16666-07
СИКОН С70
Зав. № 01021
Госреестр
№ 28822-05
8
Белореченская
ГЭС, ОРУ 35 кВ,
СШ 35 кВ, ВЛ-35
кВ "Белоречен-
ская ГЭС-
Рязанская 2"
ТФН-35
200/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 14594
Зав. № 14770
Госреестр
№ 664-51
НОМ-35
35000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 730597
Зав. № 730645
Зав. № 730587
Госреестр
№ 187-49
EA05RAL-B-3
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
01089803
Госреестр
№ 16666-07
СИКОН С70
Зав. № 01021
Госреестр
№ 28822-05
Продолжение таблицы 2
123
456
Белореченская
ГЭС,
ОРУ 110 кВ,
52 СШ 110 кВ,
ВЛ-110кВ "Бело-
реченская ГЭС -
ДМ-8"
ТФЗМ123-II-I У3НКФ-123 IIХЛ-1
600/5 (110000/√3)/(100/√3)
Кл. т. 0,5SКл. т. 0,5
Зав. № 01-9, 05-9 Зав. № 8254
Зав. № 02-9, 04-9 Зав. № 8255
Зав. № 03-9, 18-9 Зав. № 8256
Госреестр Госреестр
№ 49584-12 № 49582-12
Белореченская
ГЭС,
6 ОРУ 110 кВ,
2 СШ 110 кВ,
СМВ-110кВ
НКФ-110 II У1
(110000/√3)/(100/√3)
Кл. т. 0,5
Зав. № 6293
ТФЗМ123-II-I У3 Зав. № 6302
600/5 Зав. № 6261
Кл. т. 0,5Госреестр
Зав. № 63791 № 26452-06,
Зав. № 63792 НКФ-123 IIХЛ-1
Зав. № 63793(110000/√3)/(100/√3)
Госреестр Кл. т. 0,5
№ 49584-12Зав. № 8254
Зав. № 8255
Зав. № 8256
Госреестр
№ 49582-12
лист № 6
Всего листов 11
9
Белореченская
ГЭС, ОРУ 35 кВ,
СШ 35 кВ,
ВЛ-35 кВ "Бело-
реченская ГЭС-
Бжедуховская"
ТВИ-35
300/5
Кл. т. 0,5S
Зав. № 150
Зав. № 151
Зав. № 152
Госреестр
№ 37159-08
НОМ-35
35000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 730597
Зав. № 730645
Зав. № 730587
Госреестр
№ 187-49
СИКОН С70
Зав. № 01021
Госреестр
№ 28822-05
10
Белореченская
ГЭС, КРУН-6кВ,
СШ 6кВ,
ввод 6 кВ ТМР-2
ТОЛ-СЭЩ-10
75/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 16715-13
Зав. № 17037-13
Зав. № 17195-13
Госреестр
№ 32139-11
НАМИ-10-95УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 8887
Госреестр
№ 20186-05
EA05RAL-B-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
01089738
Госреестр
№ 16666-07
СИКОН С70
Зав. № 01021
Госреестр
№ 28822-05
11
Белореченская
ГЭС, КРУН-6кВ,
СШ 6кВ,
ввод 6 кВ ТМР-1
ТПОЛ-10М
75/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 2061
Зав. № 2062
Госреестр
№ 37853-08
НАМИ-10-95УХЛ2
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 8887
Госреестр
№ 20186-05
СИКОН С70
Зав. № 01021
Госреестр
№ 28822-05
12
ПС 35/6 кВ "Го-
ловное",
ЗРУ-35/6кВ,
1 СШ 35 кВ,
1 СШ 6кВ,
ВЛ 35 кВ
ПС "Головное" -
ПС "Майская"
ТПОЛ-10М
40/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 2064
Зав. № 2063
Госреестр
№ 37853-08
НТМИ-6
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 997
Госреестр
№ 831-53
СИКОН С70
Зав. № 01021
Госреестр
№ 28822-05
13
ПС 35/6 кВ "Го-
ловное",
ЗРУ-35/6кВ,
2 СШ 35 кВ,
2 СШ 6кВ,
ВЛ 35 кВ
ПС "Головное" -
ПС "Очистные"
ТПОЛ-10М
75/5
Кл. т. 0,5
Зав. № 2083
Зав. № 2084
Госреестр
№ 37853-08
НТМИ-6
6000/100
Кл. т. 0,5
Зав. № 368
Госреестр
№ 831-53
СИКОН С70
Зав. № 01021
Госреестр
№ 28822-05
Продолжение таблицы 2
123
456
А1805RALXQV
-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
01229187
Госреестр
№ 31857-11
А1805RALXQV
-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
01260406
Госреестр
№ 31857-11
А1805RALXQV
-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
01229169
Госреестр
№ 31857-11
А1805RALXQV
-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0
Зав. №
01229189
Госреестр
№ 31857-11
лист № 7
Всего листов 11
1 – 3, 6 – 8, 10 – 13
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)
4
(Сч. 0,5S; ТТ 0,2; ТН 0,5)
5, 9
1 – 3, 6 – 8, 10 – 13
(Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)
4
(Сч. 1,0; ТТ 0,2; ТН 0,5)
5, 9
(Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении активной электрической энергии в рабочих услови-
Номер ИКcosφ
ях эксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2)%
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
123456
(Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5)
1,0-
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
1,0-
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
1,0 ±2,4
0,9 ±2,8
0,8 ±3,3
0,7 ±3,9
0,5±5,7
±2,2±1,7±1,5
±2,6±1,8±1,7
±3,2±2,1±1,8
±3,8±2,4±2,0
±5,7±3,3±2,6
±1,7±1,5±1,5
±1,8±1,6±1,5
±2,0±1,6±1,6
±2,2±1,8±1,7
±2,9±2,1±2,0
±1,7±1,5±1,5
±1,9±1,7±1,7
±2,1±1,8±1,8
±2,5±2,0±2,0
±3,4±2,6±2,6
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при
измерении реактивной электрической энергии в рабочих усло-
Номер ИКcosφ
виях
э
ксплуатации АИИС КУЭ
d
1(2)%
,
d
5 %
,
d
20 %
,
d
100 %
,
I
1(2) %
£
I
изм
< I
5 %
I
5 %
£
I
изм
<I
20 %
I
20 %
£
I
изм
<I
100%
I
100 %
£
I
изм
£
I
120%
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
0,9-
0,8-
0,7-
0,5-
0,9 ±7,4
0,8 ±5,7
0,7 ±5,0
0,5±4,4
±7,4±5,2±4,2
±5,7±4,1±3,8
±5,0±3,8±3,6
±4,4±3,5±3,4
±4,7±4,3±3,8
±4,2±3,6±3,5
±4,0±3,5±3,4
±3,8±3,3±3,3
±5,2±4,6±4,2
±4,5±3,8±3,8
±4,2±3,6±3,6
±3,9±3,4±3,4
лист № 8
Всего листов 11
Примечания:
1. Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а погреш-
ность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%
.
2. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии
и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
-
напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;
-
сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos
j
=0,9 инд;
-
температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25
°
С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
-
напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном,
-
сила тока: от 0,01 Iном до 1,2 Iном для ИК № 5, 9; от 0,05 Iном до 1,2 Iном для ИК № 1
– 4, 6 – 8, 10 – 13;
-
температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35
°
С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Таблице 3 погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего
воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до 40 °С.
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии
и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на
аналогичные(см.п.7Примечания)утвержденныхтиповсметрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов
системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на
объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его
неотъемлемая часть.
9. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК – активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА – среднее время наработки на отказ не менее
50000 часов;
-
счетчики электроэнергии Альфа A1800 - среднее время наработки на отказ не менее
120000 часов;
-
УСПД СИКОН С70 – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
-
для счетчика Тв ≤ 2 часа;
-
для УСПД Тв ≤ 2 часа;
-
для сервера Тв ≤ 1 час;
-
для компьютера АРМ Тв ≤ 1 час;
-
для модема Тв ≤ 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного дос-
тупа:
-
клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для
пломбирования;
-
панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механиче-
скими пломбами;
лист № 9
Всего листов 11
-
наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых
паролей на счетчиках, сервере, АРМ;
-
организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает иденти-
фикацию пользователей и эксплуатационного персонала;
-
защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
-
фактов параметрирования счетчика;
-
фактов пропадания напряжения;
-
фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках (функция автоматизирована);
-
сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
-
счетчики электроэнергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлени-
ях – не менее 35 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;
-
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каж-
дому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток;
при отключении питания – не менее 5 лет;
-
ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измере-
ний – не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации
АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Наименование
Тип
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
1
1 Трансформатор тока встроенный
2 Трансформатор тока измерительный
2
ТВГ-110
ТВИ-35
3 Трансформатор тока
ТОЛ-10
Кол-во,
шт.
3
3
3
3
4 Трансформатор тока
5 Трансформатор тока
6 Трансформатор тока
7 Трансформатор тока
8 Трансформатор тока
9 Трансформатор напряжения
10 Трансформатор напряжения
11 Трансформатор напряжения
ТОЛ-СЭЩ-103
ТПОЛ-10М6
ТПОФ6
ТФЗМ123-II-I У36
ТФН-354
НАМИ-10-951
НАМИ-10-95УХЛ23
НКФ-1106
лист № 10
Всего листов 11
Продолжение таблицы 4
1
23
НКФ-123 IIХЛ-16
НОМ-353
НТМИ-62
EA05RAL-B-32
EA05RAL-B-47
12 Трансформатор напряжения
13 Трансформатор напряжения
14 Трансформатор напряжения
15 Счетчик электрической энергии многофунк-
циональный ЕвроАльфа
16 Счетчик электрической энергии многофунк-
циональный ЕвроАльфа
17 Счетчик электрической энергии трехфазный
многофункциональный Альфа А1800
А1805RALXQV-P4GB-DW-44
18 Устройство сбора и передачи данных (УСПД)
19 Устройство синхронизации времени
20 Специализированное ПО
21 Методика поверки
22 Паспорт – формуляр
СИКОН С701
УСВ-21
ПО «Пирамида-2000»
1
МП 1866/551-20141
М-ТКОР-4-13-1-ТРП1
Поверка
осуществляется по документу МП 1866/551-2014 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительнаякоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)
Белореченская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго». Методика поверки», утвержденному ГЦИ
СИ ФБУ «Ростест-Москва» в июле 2014 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
-
трансформаторы тока – по ГОСТ 8.217-2003;
-
трансформаторынапряжения–поМИ2845-2003,МИ2925-2005и/или
по ГОСТ 8.216-2011;
-
для счётчиков Альфа A1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой
ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;
-
для счетчиков ЕвроАЛЬФА – по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Рос-
тест-Москва» в 2003 г.;
-
для УСПД СИКОН С70 – по документу «Контроллер сетевой индустриальный СИКОН
С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в
2005 г;
-
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
-
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус – 40 до плюс 50°С, цена де-
ления 1°С.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества
электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Белореченская ГЭС
ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений
№ 62-01.00203-2014 от 20 июня 2014 г.
лист № 11
Всего листов 11
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Бело-
реченская ГЭС ООО «ЛУКОЙЛ-Экоэнерго»
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-
нические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-
ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования
обеспечения единства измерений
- осуществление торговли.
Изготовитель
ООО «Электрогазовая Компания», г. Москва
Адрес (юридический): 129085, Москва, Звездный бульвар, д.21, стр.3.
Тел.: +7 (495) 781-34-60.
Заявитель
ЗАО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ», г. Москва
Адрес (юридический): 123100 г. Москва, ул. Мантулинская, д. 18.
Тел.: +7 (499) 157-96-81.
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандарти-
зации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).
Адрес: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31
Тел.: +7 (495) 544-00-00
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний
средств измерений в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 г.
Заместитель Руководителя
Федерального агентства по
техническому регулированию и
метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____» ____________ 2014 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.