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) филиала ПАО "РусГидро" - "Воткинская ГЭС" Нет данных, ГРСИ 68088-17
Номер госреестра:
68088-17
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО "РусГидро" - "Воткинская ГЭС"
Обозначение типа:
Нет данных
Производитель:
АО Группа Компаний "Системы и Технологии", г.Владимир
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
зав.№ 001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение к свидетельству № 66662
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Воткинская ГЭС»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро»- «Воткинская ГЭС» (далее – АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности,
потребленной за установленные интервалы времени технологическим объектом, сбора,
обработки,хранения,формированияотчетныхдокументовипередачиполученной
информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,двухуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), включающие в
себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы
напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики электроэнергии (далее – счетчики) в
режиме измерений активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений
реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и
техническиесредстваприема-передачиданных.Метрологическиеитехнические
характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 4.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в
себя серверы баз данных (далее – БД), серверы синхронизации времени ССВ-1Г (далее –
ССВ-1Г), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие
места персонала (далее – АРМ) и программное обеспечение (далее – ПО) «Пирамида 2000».
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения
напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и
напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 поступает на верхний уровень системы, где
осуществляетсявычислениеэлектроэнергииимощностисучетомкоэффициентов
трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача,
оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача
данных в организации – участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том
числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде
Лист № 2
Всего листов 13
XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о
порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового
рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта
рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам
точек поставки производится с сервера баз данных настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее – СОЕВ). СОЕВ
предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (ИИК и
ИВК). АИИС КУЭ оснащена ССВ-1Г. Пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки
переднего фронта выходного импульса частотой 1 Гц к шкале времени UTC в режиме
синхронизации по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС/GPS
составляют ±110 нс. Сервер БД, расположенный в центре сбора и обработки информации
(далее–ЦСОИ)филиалаПАО«РусГидро»-«ВоткинскаяГЭС»,периодически
(не реже чем 1 раз в 1 час) сравнивает свое системное время с ССВ-1Г, корректировка часов
сервера БД осуществляется независимо от наличия расхождения. Сличение показаний часов
счетчиков и сервера БД производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка
часов осуществляется независимо от наличия расхождения, но не чаще 1 раза в сутки.
Задержки в каналах trial составляют не более 0,2 с.
Погрешность хода часов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии и
сервера БД отражаются в журналах событий. Факты коррекции времени с обязательной
фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были
скорректированы указанные устройства, отражаются в журнале событий сервера АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят
программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и
измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными
средствами ПО.
3.0
Цифровой идентификатор ПО
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационные наименования CalcClients.dll; CalcLeakage.dll; CalcLosses.dll;
модулей ПОMetrology.dll; ParseBin.dll; ParseIEC.dll;
ParseModbus.dll; ParsePiramida.dll; SynchroNSI.dll;
VerifyTime.dll
Номер версии (идентификационный
номер) ПО
e55712d0b1b219065d63da949114dae4
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
Лист № 3
Всего листов 13
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной
документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное
ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от
счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного 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
счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4,
нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 13
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 – 4.
Состав измерительного канала
Номер ИК
Наименование
точки измерений
ТТ
ТН
Счётчик
Вид
электроэнергии
1
Воткинская ГЭС, КРУЭ-500 кВ, яч. 1,
ВЛ-500 кВ «Емелино»
JK ELK CB3
2000/1
Кл. т. 0,2S
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
активная
реактивная
2
Воткинская ГЭС, КРУЭ-500 кВ, яч. 2,
ВЛ-500 кВ «Кармановская ГРЭС»
JK ELK CB3
2000/1
Кл. т. 0,2S
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
активная
реактивная
3
Воткинская ГЭС, КРУЭ-500 кВ, яч. 3,
ВЛ-500 кВ «Вятка»
JK ELK CB3
2000/1
Кл. т. 0,2S
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
активная
реактивная
4
Воткинская ГЭС, ОРУ-220 кВ, яч. 5,
ВЛ-220 кВ «Светлая»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
5
Воткинская ГЭС, ОРУ-220 кВ, яч. 7,
ВЛ-220 кВ «Каучук 1»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
6
Воткинская ГЭС, ОРУ-220 кВ, яч. 10,
ВЛ-220 кВ «Каучук 2»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
7
Воткинская ГЭС, ОРУ-220 кВ, яч. 12,
ВЛ-220 кВ «Ижевск 1»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
Таблица 2 – Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ
1
2
3
5
6
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
TG245
1200/1
Кл. т. 0,2S
TG245
1200/1
Кл. т. 0,2S
TG245
1200/1
Кл. т. 0,2S
TG245
1200/1
Кл. т. 0,2S
4
SU 550/В4 L;
CPB 550
500000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
SU 550/В4 L;
CPB 550
500000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
SU 550/В4 L;
CPB 550
500000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
CPB 245
220000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
CPB 245
220000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
CPB 245
220000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
CPB 245
220000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
реактивная
активная
реактивная
Лист № 5
Всего листов 13
8
Воткинская ГЭС, ОРУ-220 кВ, яч. 11,
ВЛ-220 кВ «Ижевск 2»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
9
Воткинская ГЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 21,
ВЛ-110 кВ «КШТ-1»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
10
Воткинская ГЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 22,
ВЛ-110 кВ «КШТ-2»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
11
Воткинская ГЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 1,
ВЛ-110 кВ «Светлая»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
12
Воткинская ГЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 2,
ВЛ-110 кВ «Ивановка»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
13
Воткинская ГЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 4,
ВЛ-110 кВ «Каучук»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
14
Воткинская ГЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 6,
ВЛ-110 кВ «ЧаТЭЦ»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
15
Воткинская ГЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 8,
ВЛ-110 кВ «Березовка»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
16
Воткинская ГЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 10,
ВЛ-110 кВ «Дубовая»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
17
Воткинская ГЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 12,
ВЛ-110 кВ «Водозабор 2»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 2
12
5
6
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
3
TG245
1200/1
Кл. т. 0,2S
TG145
1500/1
Кл. т. 0,2S
TG145
1500/1
Кл. т. 0,2S
TG145
1500/1
Кл. т. 0,2S
TG145
1500/1
Кл. т. 0,2S
TG145
1500/1
Кл. т. 0,2S
TG145
1500/1
Кл. т. 0,2
TG145
1500/1
Кл. т. 0,2S
TG145
1500/1
Кл. т. 0,2
TG145
1500/1
Кл. т. 0,2
4
CPB 245
220000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
CPB 123
110000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
CPB 123
110000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
CPB 123
110000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
CPB 123
110000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
CPB 123
110000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
CPB 123
110000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
CPB 123
110000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
CPB 123
110000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
CPB 123
110000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
реактивная
активная
реактивная
Лист № 6
Всего листов 13
18
Воткинская ГЭС, ОРУ-110 кВ, яч. 13,
ВЛ-110 кВ «Водозабор 1»
СЭТ-4ТМ.03М.16
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 2
12
5
6
активная
19Воткинская ГЭС, ГГ-1 (13,8 кВ)
реактивная
активная
20Воткинская ГЭС, ГГ-2 (13,8 кВ)
реактивная
активная
21Воткинская ГЭС, ГГ-3 (13,8 кВ)
реактивная
активная
22Воткинская ГЭС, ГГ-4 (13,8 кВ)
реактивная
активная
23Воткинская ГЭС, ГГ-5 (13,8 кВ)
реактивная
активная
24Воткинская ГЭС, ГГ-6 (13,8 кВ)
реактивная
активная
25Воткинская ГЭС, ГГ-7 (13,8 кВ)
реактивная
активная
26Воткинская ГЭС, ГГ-8 (13,8 кВ)
реактивная
активная
27Воткинская ГЭС, ГГ-9 (13,8 кВ)
3
TG145
1500/1
Кл. т. 0,2
IORAZ
6000/5
Кл. т. 0,2
IORAZ
6000/5
Кл. т. 0,2
IORAZ
6000/5
Кл. т. 0,2
IORAZ
6000/5
Кл. т. 0,2
IORAZ
6000/5
Кл. т. 0,2
IORAZ
6000/5
Кл. т. 0,2
IORAZ
6000/5
Кл. т. 0,2
IORAZ
6000/5
Кл. т. 0,2
IORAZ
6000/5
Кл. т. 0,2
4
CPB 123
110000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
GSES 24D
13800/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
GSES 24D
13800/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
GSES 24D
13800/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
GSES 24D
13800/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
GSES 24D
13800/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
GSES 24D
13800/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
GSES 24D
13800/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
GSES 24D
13800/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
GSES 24D
13800/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
реактивная
активная
реактивная
Лист № 7
Всего листов 13
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
–
СЭТ-4ТМ.03M.08
Кл. т. 0,2S/0,5
–
СЭТ-4ТМ.03M.08
Кл. т. 0,2S/0,5
–
СЭТ-4ТМ.03M.08
Кл. т. 0,2S/0,5
–
СЭТ-4ТМ.03M.08
Кл. т. 0,2S/0,5
–
СЭТ-4ТМ.03M.08
Кл. т. 0,2S/0,5
активная
реактивная
–
СЭТ-4ТМ.03M.08
Кл. т. 0,2S/0,5
–
СЭТ-4ТМ.03M.08
Кл. т. 0,2S/0,5
–
СЭТ-4ТМ.03M.08
Кл. т. 0,2S/0,5
–
СЭТ-4ТМ.03M.08
Кл. т. 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 2
12
5
28Воткинская ГЭС, ГГ-10 (13,8 кВ)
4
GSES 24D
13800/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
6
активная
29Воткинская ГЭС, Ввод 0,4 кВ, СН 11Т
реактивная
активная
30Воткинская ГЭС, Ввод 0,4 кВ, СН 12Т
реактивная
активная
31Воткинская ГЭС, Ввод 0,4 кВ, СН 13Т
реактивная
активная
32Воткинская ГЭС, Ввод 0,4 кВ, СН 14Т
реактивная
активная
реактивная
33Воткинская ГЭС, Ввод 0,4 кВ, СН 15Т
34Воткинская ГЭС, Ввод 0,4 кВ, СН 16Т
активная
35Воткинская ГЭС, Ввод 0,4 кВ, СН 17Т
реактивная
активная
36Воткинская ГЭС, Ввод 0,4 кВ, СН 18Т
реактивная
активная
37Воткинская ГЭС, Ввод 0,4 кВ, СН 19Т
3
IORAZ
6000/5
Кл. т. 0,2
TI
800/5
Кл. т. 0,5
TI
800/5
Кл. т. 0,5
TI
800/5
Кл. т. 0,5
TI
800/5
Кл. т. 0,5
СT;
TAR
800/5
Кл. т. 0,5
TAR
800/5
Кл. т. 0,5
TI
800/5
Кл. т. 0,5
TI
800/5
Кл. т. 0,5
TI
600/5
Кл. т. 0,5
реактивная
активная
реактивная
Лист № 8
Всего листов 13
–
СЭТ-4ТМ.03M.08
Кл. т. 0,2S/0,5
39
Воткинская ГЭС, КРУ-3 6 кВ, яч. 10,
КЛ 6 кВ «Фильтровальная 1»
СЭТ-4ТМ.03M
Кл. т. 0,2S/0,5
40
Воткинская ГЭС, КРУ-2 6 кВ, яч. 13,
КЛ 6 кВ «Фильтровальная 2»
СЭТ-4ТМ.03M
Кл. т. 0,2S/0,5
41
Воткинская ГЭС, КРУ-1 6 кВ, яч. 7,
КЛ 6 кВ «Шлюз 1»
СЭТ-4ТМ.03M
Кл. т. 0,2S/0,5
42
Воткинская ГЭС, КРУ-3 6 кВ, яч. 11,
КЛ 6 кВ «Шлюз 2»
СЭТ-4ТМ.03M
Кл. т. 0,2S/0,5
Продолжение таблицы 2
12
4
5
38Воткинская ГЭС, Ввод 0,4 кВ, СН 20Т
6
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
3
TI
800/5
Кл. т. 0,5
ТОЛ-СЭЩ
200/5
Кл. т. 0,2
ТОЛ-СЭЩ
300/5
Кл. т. 0,2
ТОЛ-СЭЩ
150/5
Кл. т. 0,2
ТОЛ-СЭЩ
150/5
Кл. т. 0,2
ЗНОЛП-6
6300/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
ЗНОЛП-6
6300/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
ЗНОЛП-6
6300/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
ЗНОЛП-6
6300/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
реактивная
активная
реактивная
Лист № 9
Всего листов 13
1 – 13; 15
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Границы интервалаГраницы интервала
относительнойотносительной
основной погрешности измерений
погрешностив рабочих условиях
Номер ИКДиапазон токаизмерений, эксплуатации,
соответствующие соответствующие
вероятности Р=0,95 вероятности Р=0,95
(±δ), % (±δ), %
cos φ cos φ cos φ cos φ cos φ cos φ
= 1 = 0,8 = 0,5 = 1 = 0,8 = 0,5
Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
0,5 0,6 0,9 0,8 1,0 1,2
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
0,5 0,6 0,9 0,8 1,0 1,2
0,05Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
0,6 0,8 1,2 0,8 1,0 1,4
0,01Iн
1
≤I
1
<0,05Iн
1
1,0 1,3 2,0 1,2 1,5 2,2
14; 16 – 18 Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
0,5 0,6 0,9 0,8 1,0 1,2
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
0,6 0,8 1,2 0,8 1,0 1,4
(ТТ 0,2; ТН 0,2; Сч 0,2S)
0,05Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
0,9 1,2 2,0 1,1 1,4 2,1
19 – 28; 39 – 42 Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
0,7 0,9 1,4 0,9 1,2 1,6
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
0,8 1,0 1,6 1,0 1,2 1,8
(ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S)
0,05Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
1,1 1,4 2,3 1,2 1,6 2,4
29 – 38 Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
0,6 1,0 1,8 0,8 1,2 1,9
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
0,9 1,4 2,6 1,0 1,6 2,7
(ТТ 0,5; Сч 0,2S)
0,05Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
1,72,75,21,82,85,3
измерений,
вероятности
относительной
погрешности
измерений в рабочих
соответствующие
Р=0,95 (±δ), %
вероятности Р=0,95
(±δ), %
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Границы интервала
Границы интервала
относительной
основной погрешности
Номер ИКДиапазон тока
соответствующие
условиях эксплуатации,
1 – 13; 15
(ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5)
cos φ = 0,8cos φ = 0,5 cos φ = 0,8cos φ = 0,5
Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
1,0 0,81,8 1,8
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
1,0 0,81,8 1,8
0,05Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
1,1 0,9 1,9 1,8
0,02Iн
1
≤I
1
<0,05Iн
1
2,0 1,5 2,5 2,2
14; 16 – 18 Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
1,0 0,8 1,8 1,8
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
1,1 0,9 1,9 1,8
(ТТ 0,2; ТН 0,2; Сч 0,5)
0,05Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
1,7 1,3 2,3 2,0
19 – 28; 39 – 42 Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
1,3 1,0 2,0 1,9
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
1,4 1,1 2,1 1,9
(ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5)
0,05Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
2,0 1,4 2,5 2,1
29 – 38 Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
1,5 1,0 2,2 1,9
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
2,2 1,3 2,7 2,1
(ТТ 0,5; Сч 0,5)
0,05Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
4,22,44,52,9
Лист № 10
Всего листов 13
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности
(получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos φ = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс
35 °С.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, серверов синхронизации
времени на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником
АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его
неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
от 90 до 110
от 1 до 120
от 49,5 до 50,5
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -35 до +40
165000
2
120000
1
22000
2
113
10
Значение
42
от 99 до101
1 до 120
1,0; 0,8; 0,5
от +21 до +25
от -40 до +60
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
- температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
j
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Серверы:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Северы синхронизации времени:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Серверы:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Лист № 11
Всего листов 13
источника
передаче,
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью
бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и ИВК;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
-защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,
параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии
(АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Воткинская ГЭС» типографским способом.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Тип
2
IORAZ
TI
СT
TAR
JK ELK CB3
TG145-420
Рег. №
3
33344-06
48529-11
26070-06
32875-06
41959-09
15651-96
Количество, шт.
4
30
24
1
5
9
12
Лист № 12
Всего листов 13
Трансформаторы напряжения
СЭТ-4ТМ.03М
Продолжение таблицы 6
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
34
30489-05 33
51623-12 12
48526-11 30
28006-109
2
TG145-420
ТОЛ-СЭЩ
GSES 24D
SU 550/B1/B2/B3/В4
STL
CPB 123-550
CPB 72-800
ЗНОЛ
15853-96 15
47844-11 6
46738-11 9
36697-1242
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Северы синхронизации времени
Программное обеспечение
Методика поверки
Паспорт-формуляр
ССВ-1Г
Пирамида 2000
--
58301-142
-1
-1
-1
Поверка
осуществляется по документу МП 004-17 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» -
«ВоткинскаяГЭС».Измерительныеканалы.Методикаповерки»,утвержденному
ООО «МетроСервис» от 10 апреля 2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2.
Методикаповерки»ИЛГШ.411152.145РЭ1,утвержденномуруководителемГЦИСИ
ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
-CCВ-1Г–подокументуЛЖАР.468150.004-01МП«Инструкция.Серверы
синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», утвержденному первым заместителем
генерального директора – заместителем по научной работе ФГУП «ВНИИФТРИ» в мае 2014 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS) (Рег. № 46656-11);
- термогигрометр «Ива-6А-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 °С до
плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 % до 98 %,
дискретность 0,1 %;
- миллитесламетр Ш1-15У: диапазон измерений магнитной индукции от0,01 до 199,9 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и
(или) оттиска клейма поверителя.
Лист № 13
Всего листов 13
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической
энергии(мощности)сиспользованиемсистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электрической энергии филиала ПАО «РусГидро» -
«Воткинская ГЭС» для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ филиала
ПАО «РусГидро» - «Воткинская ГЭС»), аттестованной АО ГК «Системы и технологии»,
аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности
(АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Воткинская ГЭС»
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
Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии»
(АО ГК «Системы и Технологии»)
ИНН 3327304235
Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8
Тел.: (4922) 33-67-66
Факс: (4922) 42-45-02
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Стройэнергетика»
(ООО «Стройэнергетика»)
ИНН: 7716809275
Адрес: 129337 г. Москва, ул. Красная Сосна, д. 20, стр. 1
Тел./факс: (495) 410-28-81
E-mail:
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Метрологический сервисный центр»
(ООО «МетроСервис»)
Адрес: 660133, Россия, Красноярский край, г. Красноярск, ул. Сергея Лазо, 6а
Тел.: (391) 224-85-62
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «МетроСервис» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 66355-16 | Система автоматизированная налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны ООО "Марийский НПЗ" | Нет данных | ООО НПК "Волга-Автоматика", г.Казань | 2 года | Перейти |
| 73344-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) трансформаторной подстанции "Новосмоленка" Красноярской ЖД филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Красноярского края | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 48961-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС №514 500/220/110 кВ "Трубино" для энергоснабжения РТП-1539 | Нет данных | ООО "Росэнергосервис", г.Владимир | 4 года | Перейти |
| 79456-20 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Шибаново № 666 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерный центр "ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО "ИЦ ЭАК"), г. Москва | 4 года | Перейти | |
| 50068-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Шингак-Куль" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Башкортостан | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), 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