ГРСИ 77666-20: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "НЭСК" для ГТП "Геленджик" вторая очередь . Поверка

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

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
77667-20

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "НЭСК" для ГТП "Геленджик" вторая очередь , ГРСИ 77666-20

Смотреть ГРСИ
77665-20

Номер госреестра:

77666-20

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "НЭСК" для ГТП "Геленджик" вторая очередь

Обозначение типа:

Производитель:

АО "Независимая энергосбытовая компания", г.Краснодар

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 21-03

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 76655

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НЭСК» для ГТП «Геленджик» вторая

очередь

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НЭСК» для ГТП «Геленджик» вторая очередь

(далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии,

автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и

передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного

регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и

счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные

цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройства синхронизации

времени (УСВ) и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», УСВ, автоматизированные

рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации

локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 преобразуются 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для измерительного канала (ИК) № 1 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным

линиям связи поступает на модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством

службы передачи данных GPRS (основному или резервному) поступает на сервер, на котором

осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической

энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и

хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Лист № 2

Всего листов 9

Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи

поступает на соответствующие УСПД, где осуществляется обработка измерительной

информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование, хранение и передача полученных

данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее измерительная информация от УСПД по каналам связи стандарта GSM

посредством службы передачи данных GPRS (основному или резервному) поступает на сервер,

на котором выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации,

оформление отчетных документов.

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с

электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал

АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с

протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с

приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний

средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к

Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов

оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены с

единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в

себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и УСВ.

Сравнение показаний часов сервера с соответствующим УСВ осуществляется не реже

1 раза в час, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.

Сравнение часов УСПД с соответствующим УСВ осуществляется ежеминутно,

корректировка часов УСПД производится при расхождении с соответствующим УСВ на

величину более ±1 с.

Для ИК №№ 2-5 сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД осуществляется

во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин), корректировка часов счетчиков

производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±2 с.

Для ИК № 1 сравнение показаний часов счетчика с часами сервера осуществляется во

время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин), корректировка часов счетчика производится

при расхождении показаний часов счетчика и часов сервера на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчика, УСПД, сервера отображают факты коррекции времени с

обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на

которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в

соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является

кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».

Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты

ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 9

Значение

ParseMod

bus.dll

ParsePira

mida.dll

SynchroN

SI.dll

Verify-

Time.dll

не ниже 3.0

Цифровой

идентификатор ПО

MD5

age.dlles.dll

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»

Идентификационные

данные (признаки)

ИдентификационноеCalcClien

CalcLeakCalcLoss

Metrology.

наименование ПО ts.dll dll

ParseBin. ParseIEC.

dll dll

Номер версии (иден-

тификационный

номер) ПО

e55712d0

b1b21906

5d63da94

9114dae4

b1959ff70

be1eb17c

83f7b0f6d

4a132f

d79874d1

0fc2b156

a0fdc27e

1ca480ac

52e28d7b6

08799bb3c

cea41b548

d2c83

6f557f885 48e73a92

b7372613 83d1e664

28cd7780 94521f63

5bd1ba7 d00b0d9f

c391d642

71acf405

5bb2a4d3

fe1f8f48

ecf53293

5ca1a3fd

3215049a

f1fd979f

530d9b01

26f7cdc2

3ecd814c

4eb7ca09

1ea5429b

261fb0e2

884f5b35

6a1d1e75

Алгоритм вычисле-

ния цифрового иден-

тификатора ПО

Лист № 4

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Измерительные компоненты

Сервер/

УСВ

Вид

элек-

триче-

ской

энергии

ТЛО-10

Кл.т. 0,5

600/5

Рег. № 25433-08

Фазы: А; С

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

ТЛО-10

Кл.т. 0,5

600/5

Рег. № 25433-08

Фазы: А; С

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

СИКОН С70

Рег. № 28822-05

УСВ-1

Рег. № 28716-05

HP Proliant

DL380G7

УСВ-1

Рег. №

28716-05

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

УСПД/

Но Наименование

мер точки измере-

ИКнийТТТНСчетчик

УСВ

пускаемой

(±δ), %

Метрологические характе-

ристики ИК

Границы до-

пускаемой

ной погреш-

ности в рабо-

основной

от-

относитель-

носительной

погрешности

чих условиях

(±δ), %

910

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

1234567

ПС 110 кВ

ТОЛ-10 НТМИ-10-66У3

Стрела,

Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5

1КРУН-10 кВ,100/510000/100-

ввод 10 кВ Рег. № 7069-07 Рег. № 831-69

Т-1

Фазы: А; СФазы: АВС

Актив-

ная

Реак-

тивная

1,33,4

2,55,9

ПС 110 кВ

Тонкий мыс, 1

2 с.ш. 10 кВ, яч.

№ 13, КЛ-10

кВ ТМ-13

Актив-

ная1,33,4

Реак-2,55,7

тивная

ПС 110 кВ

Тонкий мыс, 2

3 с.ш. 10 кВ, яч.

№ 18, КЛ-10

кВ ТМ-18

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5

10000/100

Рег. № 20186-05

Фазы: АВС

НАМИ-10-95

УХЛ2

Кл.т. 0,5

10000/100

Рег. № 20186-05

Фазы: АВС

Актив-

ная1,33,4

Реак-2,55,7

тивная

Лист № 5

Всего листов 9

ТОЛ-10-I

Кл.т. 0,5

200/5

Рег. № 15128-07

Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-6

Кл.т. 0,5

6000/√3/100/√3

Рег. № 23544-07

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

ТОЛ-10

Кл.т. 0,5

300/5

Рег. № 7069-07

Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-10

Кл.т. 0,5

10000/√3/100/√3

Рег. № 23544-07

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

СИКОН С70

Рег. № 28822-05

УСВ-2

Рег. № 41681-10

HP Proliant

DL380G7

УСВ-1

Рег. №

28716-05

Продолжение таблицы 2

12345678910

Актив-

ная1,33,4

Реак-2,55,7

тивная

ПС 110 кВ

Геленджик,

ЗРУ-6кВ, 1

с.ш. 6 кВ, яч.

№5, КЛ-6 кВ

ГК-19

ПС 110 кВ

Геленджик,

КРУН-10 кВ,

1 с.ш. 10 кВ,

яч № 8, КЛ-10

кВ ГК-20

Актив-

ная1,33,4

Реак-2,55,7

тивная

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при

доверительной вероятности, равной 0,95.

2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от I

ном

; cos

= 0,8инд.

4Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,

чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2

метрологических характеристик. Допускается замена УСВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без

изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном

собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Лист № 6

Всего листов 9

от 90 до 110

от 5 до 120

от 0,5 до 1,0

от 49,6 до 50,4

от -45 до +40

165000

90000

70000

35000

113

Значение

от 95 до 105

от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2

от +15 до +25

от -10 до +40

от +15 до +25

113060

Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество ИК

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды, °С

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков

и УСПД, °С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее