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) ПАО "Самараэнерго" в точках присоединения электрических сетей ЗАО "Квант" и ООО "Волжские коммунальные системы" к электрическим сетям ЗАО "Энергетика и связь строительства" Нет данных, ГРСИ 68089-17
Номер госреестра:
68089-17
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Самараэнерго" в точках присоединения электрических сетей ЗАО "Квант" и ООО "Волжские коммунальные системы" к электрическим сетям ЗАО "Энергетика и связь строительства"
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 № 66663
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 14
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ПАО«Самараэнерго»вточках
присоединенияэлектрических сетей ЗАО«Квант»иООО «Волжские
коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь
строительства»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических
сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям
ЗАО «Энергетика и связь строительства» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений
активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы
времени технологическим объектом, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных
документов и передачи полученной 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 активной и реактивной
электроэнергии (далее – счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной
электроэнергии и 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 техническиехарактеристикиизмерительныхкомпонентов
АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 4.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) состоит из двух
центров сбора и обработки информации – ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго» и
ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства».
ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго» включает в себя сервер сбора данных,
устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1, каналообразующую
аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО «Пирамида 2000»
ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства» включает в себя устройство
сбора и передачи данных RTU-325, сервер сбора данных, устройство синхронизации
системного времени на базе GPS-приемника УССВ-35HVS, каналообразующую аппаратуру,
автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО «Альфа ЦЕНТР».
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.
Лист № 2
Всего листов 14
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, входящих в состав ИК №№ 3; 5 – 14; 19 – 21
поступает в ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства», где осуществляется
вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Из
ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства» информация о результатах
измерений активной и реактивной электроэнергии в формате XML по электронной почте
поступает в ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго», где импортируется в базу данных.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков, входящих в состав ИК №№ 1; 2; 4; 15 – 18
поступает в ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго», где осуществляется вычисление
электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов 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 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 сбора данных, установленного в ЦСОИ ПАО «Самараэнерго».
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 УСВ-1 и УССВ-35HVS, производящими синхронизацию времени в
системе по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в их состав.
Сервер сбора данных, входящий в состав ИВК АИИС КУЭ ПАО «Самараэнерго»,
периодически (не реже чем 1 раз в 1 час) сравнивает свое системное время с УСВ-1,
корректировка часов сервера сбора данных осуществляется независимо от наличия
расхождений. Сличение показаний часов счетчиков и сервера сбора данных производится во
время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов осуществляется при расхождении
часов счетчиков и сервера более ±1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Устройство сбора и передачи данных RTU-325, входящее в состав ИВК АИИС КУЭ
ЗАО «Энергетика и вязь строительства» периодически синхронизирует свое системное время
по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав
УССВ-35HVS. Абсолютная погрешность хода внутренних часов УСПД составляет ±2 с при
внешней синхронизации не реже 1 раза в час. Сервер сбора данных, входящий в состав
ИВК АИИС КУЭ ЗАО «Энергетика и связь строительства» периодически сравнивает свое
системное время с временем УСПД, корректировка часов сервера осуществляется при наличии
расхождения
±
1 с.
Сличение показаний часов счетчиков и сервера сбора данных производится во время
сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков осуществляется при наличии
расхождения более
±
1 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Задержки в каналах связи 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,
УСПД, сервера АИИС КУЭ 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.
Лист № 3
Всего листов 14
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» и ПО «Альфа Центр», 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.
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Наименование
ПО
Наименование
файла
Номер
версии ПО
Алгоритм
вычисления
Цифровой идентификатор ПОцифрового
идентифи-
катора ПО
3.0
e55712d0b1b219065d63da949114dae4
b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
Центр»
CalcClients.dll
CalcLeakage.dll
CalcLosses.dll
Metrology.dll
ПО «Пирамида ParseBin.dll
2000»
ParseIEC.dll
ParseModbus.dll
ParsePiramida.dll
SynchroNSI.dll
VerifyTime.dll
ПО «Альфа
ac_metrology.dll
12.01
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
MD5
ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной
документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное
ФГУП «ВНИИМС».
ПО«АльфаЦентр»аттестованонасоответствиетребованиямнормативной
документации, свидетельство об аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 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 14
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
КТПН-2 6кВ, РУ-0,4кВ,
ввод с.ш. 0,4кВ
–
Меркурий 230
Кл. т. 0,5S/1,0
2
КТПН-1 6кВ, РУ-0,4кВ,
ввод с.ш. 0,4кВ
–
Меркурий 230
Кл. т. 0,5S/1,0
3
РП наружного освещения
0,4кВ, ВРУ-0,4кВ
–
Меркурий 230
Кл. т. 0,5S/1,0
4
КТП-398 6кВ, РУ-0,4кВ,
ввод с.ш.0,4кВ
–
Меркурий 230
Кл. т. 0,5S/1,0
5
КТП-746 6кВ, РУ-0,4кВ,
с.ш.0,4кВ, ф.3
–
СЕ 301
Кл. т. 0,5S
активная
6
ПС Комсомольская-2 35кВ,
КРУН-6кВ, яч.5, ф.5
А1805
Кл. т. 0,5S/1,0
7
ПС Комсомольская-2 35кВ,
КРУН-6кВ, яч.7, ф.7
А1805
Кл. т. 0,5S/1,0
8
ПС Нижний Шлюз 35кВ, ЗРУ-6кВ,
1 с.ш. 6кВ, яч.4, ф.4
А1805
Кл. т. 0,5S/1,0
Таблица 2 – Состав 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ
1
2
4
5
7
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
3
ТТИ-А
100/5
Кл. т. 0,5
ТТИ-А
100/5
Кл. т. 0,5
Т-0,66
300/5
Кл. т. 0,5S
Т-0,66
200/5
Кл. т. 0,5
Т-0,66
50/5
Кл. т. 0,5S
ТПЛ-10
400/5
Кл. т. 0,5
ТПК-10
400/5
Кл. т. 0,5
ТПК-10
400/5
Кл. т. 0,5
НТМИ-6
6000/100
Кл. т. 0,5
НТМИ-6
6000/100
Кл. т. 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
реактивная
активная
реактивная
Лист № 5
Всего листов 14
9
ПС Нижний Шлюз 35кВ, ЗРУ-6кВ,
1 с.ш. 6кВ, яч.9, ф.9
А1805
Кл. т. 0,5S/1,0
10
ПС Нижний Шлюз 35кВ, ЗРУ-6кВ,
2 с.ш. 6кВ, яч.15, ф.14
А1805
Кл. т. 0,5S/1,0
11
ПС Нижний Шлюз 35кВ, ЗРУ-6кВ,
2 с.ш. 6кВ, яч.25, ф.15
А1805
Кл. т. 0,5S/1,0
12
КТП-339 6кВ, РУ-0,4кВ,
ввод с.ш. 0,4кВ
–
Меркурий 230
Кл. т. 0,5S/1,0
13
КТПМ-7 6кВ, РУ-0,4кВ,
ввод с.ш. 0,4кВ
–
Меркурий 230
Кл. т. 0,5S/1,0
14
РЯ-1 6кВ, РУ-6кВ,
ввод с.ш. 6кВ
ТЛК-10
100/5
Кл. т. 0,5
А1805
Кл. т. 0,5S/1,0
активная
реактивная
15
КТП-450 6кВ, РУ-0,4кВ,
ввод с.ш. 0,4кВ
–
Меркурий 230
Кл. т. 0,5S/1,0
16
КТП-575 6кВ, РУ-0,4кВ,
ввод с.ш. 0,4кВ
–
Меркурий 230
Кл. т. 0,5S/1,0
17
РЯ-88 6кВ, РУ-6кВ,
с.ш. 6кВ, ф. «РНС-4»
Меркурий 230
Кл. т. 0,5S/1,0
18
РЯ-46 6кВ, РУ-6кВ,
ввод с.ш. 6кВ
СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0
Продолжение таблицы 2
12
5
7
активная
реактивная
активная
4
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
реактивная
активная
реактивная
активная
3
ТПФМ-10
400/5
Кл. т. 0,5
ТПК-10
600/5
Кл. т. 0,5
ТПК-10
400/5
Кл. т. 0,5
Т-0,66
300/5
Кл. т. 0,5
Т-0,66
300/5
Кл. т. 0,5
реактивная
активная
реактивная
НОМ-6-77
НОМ-6
6000/100
Кл. т. 0,5
активная
реактивная
активная
реактивная
активная
Т-0,66
400/5
Кл. т. 0,5
Т-0,66
200/5
Кл. т. 0,5
ТЛК-СТ-10
100/5
Кл. т. 0,5S
ТПЛ-10
100/5
Кл. т. 0,5
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
НАМИТ-10
6000/100
Кл. т. 0,5
реактивная
активная
реактивная
Лист № 6
Всего листов 14
19
РЯ-66 6кВ, РУ-6кВ,
с.ш. 6кВ, ф. «КТП-223»
Меркурий 230
Кл. т. 0,5S/1,0
20
КТП-277 6кВ, РУ-0,4кВ,
с.ш. 0,4 кВ, ф.1
–
Меркурий 230
Кл. т. 0,5S/1,0
21
ВРУ-0,4кВ, КНС Химпоселок,
КТП-410 6кВ, КЛ-0,4кВ
–
Меркурий 230
Кл. т. 0,5S/1,0
Продолжение таблицы 2
12
5
4
НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
7
активная
реактивная
активная
3
ТПЛ-10
100/5
Кл. т. 0,5
Т-0,66
150/5
Кл. т. 0,5
Т-0,66
100/5
Кл. т. 0,5
реактивная
активная
реактивная
Лист № 7
Всего листов 14
1; 2; 4; 12; 13;
15; 16; 20; 21
(ТТ 0,5; Сч 0,5S)
6 – 11; 14; 19
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Границы интервалаГраницы интервала
относительнойотносительной
основной погрешности измерений в
погрешностирабочих условиях
Номер ИКДиапазон токаизмерений, эксплуатации,
соответствующиесоответствующие
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
0,8 1,1 1,9 1,5 1,9 2,4
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
1,0 1,5 2,7 1,6 2,2 3,1
0,1Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
1,7 2,8 5,3 2,2 3,2 5,5
0,05Iн
1
≤I
1
<0,1Iн
1
1,7 2,9 5,4 2,2 3,3 5,6
Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
0,8 1,1 1,9 1,5 1,9 2,4
3; 5 0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
0,8 1,1 1,9 1,5 1,9 2,4
0,1Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
1,0 1,5 2,7 1,6 2,2 3,1
(ТТ 0,5S; Сч 0,5S)
0,05Iн
1
≤I
1
<0,1Iн
1
1,0 1,7 2,8 1,6 2,3 3,2
0,01Iн
1
≤I
1
<0,05Iн
1
2,0 2,9 5,4 2,5 3,3 5,6
Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
1,0 1,4 2,3 1,6 2,1 2,7
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
1,2 1,7 3,0 1,7 2,3 3,4
0,1Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
1,8 2,9 5,4 2,3 3,3 5,6
0,05Iн
1
≤I
1
<0,1Iн
1
1,8 3,0 5,5 2,3 3,4 5,7
Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
1,0 1,4 2,3 1,6 2,1 2,7
17 0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
1,0 1,4 2,3 1,6 2,1 2,7
0,1Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
1,2 1,7 3,0 1,7 2,3 3,4
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S)
0,05Iн
1
≤I
1
<0,1Iн
1
1,2 1,9 3,1 1,7 2,5 3,5
0,01Iн
1
≤I
1
<0,05Iн
1
2,1 3,0 5,5 2,6 3,4 5,7
18
Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
1,0 1,4 2,3 1,6 2,1 2,7
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
1,2 1,7 3,0 1,7 2,3 3,4
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)
0,05Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
1,82,95,42,33,35,6
Номер ИКДиапазон тока
1; 2; 4; 12; 13;
15; 16; 20; 21
(ТТ 0,5; Сч 1,0)
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Границы интервалаГраницы интервала
относительнойотносительной
основной погрешности
погрешностиизмерений в рабочих
измерений, условиях эксплуатации,
соответствующие соответствующие
вероятности Р=0,95 вероятности Р=0,95
(±δ), % (±δ), %
cos φ = 0,8 cos φ = 0,5 cos φ = 0,8cos φ = 0,5
12345 6
Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
1,8 1,3 3,7 3,5
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
2,4 1,6 4,0 3,6
0,1Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
4,3 2,6 5,4 4,2
0,05Iн
1
≤I
1
<0,1Iн
1
4,5 2,9 5,5 4,3
Лист № 8
Всего листов 14
3
(ТТ 0,5S; Сч 1,0)
6 – 11; 14
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)
17
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0)
19
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)
Продолжение таблицы 4
1
18
(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)
23456
Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
1,8 1,3 3,7 3,5
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
1,8 1,3 3,7 3,5
0,1Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
2,4 1,6 4,0 3,6
0,05Iн
1
≤I
1
<0,1Iн
1
2,7 2,0 4,2 3,8
0,02Iн
1
≤I
1
<0,05Iн
1
4,5 2,9 5,5 4,3
Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
2,0 1,5 2,6 2,2
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
2,6 1,7 3,1 2,4
0,1Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
4,6 2,7 4,9 3,3
0,05Iн
1
≤I
1
<0,1Iн
1
4,7 2,8 5,3 3,6
Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
2,1 1,5 3,9 3,6
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
2,1 1,5 3,9 3,6
0,1Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
2,6 1,8 4,2 3,7
0,05Iн
1
≤I
1
<0,1Iн
1
2,9 2,1 4,3 3,9
0,02Iн
1
≤I
1
<0,05Iн
1
4,6 3,0 5,6 4,4
Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
2,1 1,5 3,9 3,6
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
2,6 1,8 4,2 3,7
0,05Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
4,4 2,7 5,5 4,2
Iн
1
≤I
1
≤1,2Iн
1
2,1 1,5 3,9 3,6
0,2Iн
1
≤I
1
<Iн
1
2,6 1,8 4,2 3,7
0,1Iн
1
≤I
1
<0,2Iн
1
4,4 2,7 5,5 4,2
0,05Iн
1
≤I
1
<0,1Iн
1
4,6 3,0 5,6 4,4
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 = 0,5; 0,8; 1 и температуры окружающего
воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УСВ, УССВ на
аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется техническим актом о вносимых изменениях в
АИИС КУЭ в установленном владельцем АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с
настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Значение
2
21
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
- температура окружающей среды, °С
от 99 до101
от 1 до 120
0,9
от +21 до +25
Лист № 9
Всего листов 14
от 90 до 110
от 1 до 120
от 49,5 до 50,5
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -40 до +35
150000
220000
120000
140000
2
100000
1
100000
2
35000
2
trial 2
45
10
45
3,5
2
от -40 до +55
от -10 до +60
Продолжение таблицы 5
1
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
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- Меркурий 230
- СЕ 301
- Альфа А1800
- СЭТ-4ТМ.03М
- время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
RTU-325
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- время восстановления работоспособности, ч
УСВ:
УСВ-1
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- время восстановления работоспособности, ч
УССВ-35HVS
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- график средних мощностей за интервал 30 мин, суток
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Лист № 10
Всего листов 14
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера с помощью источника
бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаватьсяворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и
конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после
коррекциииливеличиныкоррекциивремени,накоторуюбыло
скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам
автоматической самодиагностики;
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и
восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и
восстановления.
- журнал УСПД (в составе ИВК):
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с УСПД, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков УСПД;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после
коррекциииливеличиныкоррекциивремени,накоторуюбыло
скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные «Журналы событий» с уровня ИИК;
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов
трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверных шкафов);
-защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Лист № 11
Всего листов 14
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 1 сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии
(АИИС КУЭ) ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант»
и ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь
строительства» типографским способом.
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
А1800
31857-06
7
Меркурий 230
23345-07
12
СЕ 301
34048-08
1
СЭТ-4ТМ.03М
36697-08
1
RTU-325
37288-08
1
Тип
2
ТТИ-А
Т-0,66
Т-0,66
Т-0,66
ТЛК-10
ТЛК-СТ-10
ТПК-10
ТПЛ-10
ТПФМ-10
НТМИ-6
НАМИТ-10
НОМ-6
НОМ-6-77
НТМИ-6-66
Рег. №
3
28139-07
52667-13
22656-07
29482-07
9143-06
58720-14
22944-07
1276-59
814-53
831-53
16687-02
159-49
17158-98
2611-70
Количество, шт.
4
6
9
15
3
2
2
8
6
2
1
1
1
1
4
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Устройства сбора и передачи
данных
Лист № 12
Всего листов 14
УССВ-35HVS
2
УСВ-1
3 4
28716-05 1
–1
Продолжение таблицы 6
1
Устройства синхронизации времени
Устройства синхронизации
системного времени
Программное обеспечение
Программное обеспечение
Методика поверки
Паспорт-формуляр
«Пирамида 2000»
«АльфаЦЕНТР»
–
–
–1
–1
–1
–1
Поверка
осуществляется по документу МП 005-17 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Самараэнерго» в
точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные
системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь строительства». Измерительные
каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «МетроСервис» от 27 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 Меркурий 230 – по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1,
согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.
- счетчиков СЕ 301 – по документу «Счетчики активной электрической энергии
трехфазныеСЕ301.Методикаповерки.»ИНЕС.411152.091Д1,утвержденному
ФГУП ВНИИМС в 2010 г.
- счетчиков Альфа А1800 – по документу «Счетчики электрической энергии
трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки» МП-2203-0042-2006,
утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.
- 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.;
- RTU-325– по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L.
Методика поверки» ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденномуГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.
- УСВ-1 – в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1.
МетодикаповеркиВЛСТ 221.00.000 МП», утверждённымФГУП «ВНИИФТРИ»«15» декабря2004 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 индукцииот0,01 до 199,9 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Лист № 13
Всего листов 14
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и
(или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электрической
энергии(мощности)сиспользованиемсистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергииПАО«Самараэнерго»вточках
присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и ООО «Волжские коммунальные системы»
кэлектрическимсетям ЗАО «Энергетикаи связьстроительства» (АИИС КУЭ
ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и
ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и связь
строительства»), 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 (АИИС КУЭ)
ПАО «Самараэнерго» в точках присоединения электрических сетей ЗАО «Квант» и
ООО «Волжские коммунальные системы» к электрическим сетям ЗАО «Энергетика и
связь строительства»
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./ факс: (4922) 33-67-66/ (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:
Лист № 14
Всего листов 14
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 |
| 59137-14 | Системы автоматического управления | ГПА \"СУПРА-НН | ФГУП "ФНПЦ НИИ измерительных систем им.Ю.Е.Седакова", г.Нижний Новгород | 1 год | Перейти |
| 16123-97 | Комплексы коммерческого учета электроэнергии автоматические | МОЛНИЯ | АО НПП "Интеграл", г.Удомля | 3 года | Перейти |
| 36643-07 | Устройства сбора и передачи данных для автоматизации измерений и учета энергоресурсов | ТК16L | ЗАО "НПФ Прорыв", пос.Ильинский | 6 лет | Перейти |
| 82768-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Кузбассэнергосбыт" | Обозначение отсутствует | Публичное акционерное общество "Кузбасская энергетическая сбытовая компания" (ПАО "Кузбассэнергосбыт"), Кемеровская обл., г. Кемерово | 4 года | Перейти |
| 81418-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Транснефть" в части АО "Транснефть-Верхняя Волга | - | Акционерное общество "Транснефть-Верхняя Волга" (АО "Транснефть-Верхняя Волга"), г. Нижний Новгород | 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