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 электрической энергии (АИИС КУЭ) Усть-Джегутинской МГЭС , ГРСИ 79502-20
Номер госреестра:
79502-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Усть-Джегутинской МГЭС
Обозначение типа:
Производитель:
Акционерное общество Группа Компаний "Системы и Технологии" (АО ГК "Системы и Технологии"), г. Владимир
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
001
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение № 7
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «9» ноября 2020 г. № 1808
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Усть-Джегутинской МГЭС
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (АИИС КУЭ) Усть-Джегутинской МГЭС предназначена для измерений
активной и реактивной электрической энергии 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 распределенной 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), трансформаторы напряжения (далее –
ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики
измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 5.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в
себя сервер, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие
места персонала (далее – АРМ), программное обеспечение (далее – ПО) «Пирамида 2000» и
устройство синхронизации системного времени (далее – УССВ) на базе сервера синхронизации
времени ССВ-1Г применяющееся для поддержания единого времени в АИИС КУЭ, в иных
системах и устройствах электрической станции.
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.
2
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на второй уровень системы, на котором,
выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление
электрической энергии 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 уровня ИВК
настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от других
смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по
обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее – СОЕВ). СОЕВ
предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях
системы (ИИК, ИВК).
АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой
всемирного координированного времени UTC по сигналам глобальных навигационных систем
ГЛОНАСС/GPS, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера со шкалой времени УССВ, осуществляется
периодически 1 раз в 1 час. Синхронизация шкалы времени сервера со шкалой времени УССВ
производится при наличии любого расхождения.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера, осуществляется во
время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени
сервера ±1 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного
раза в сутки.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электрической энергии и
сервера 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 журналах событий счётчиков, и сервера.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000»,
метрологически значимая часть которого указана в таблице 1. В ПО «Пирамида 2000» реализована
защита измерительной информации с помощью паролей и разграничения прав доступа. Средством
защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое средствами ПО.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
Идентификационное наименование ПОПО «Пирамида 2000»
Номер версии (идентификационный номер) ПОне ниже 3.0
Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Наименование программного модуля ПО:
CalcClients.dlle55712d0b1b219065d63da949114dae4
CalcLeakage.dllb1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f
CalcLosses.dlld79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac
Metrology.dll52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83
ParseBin.dll6f557f885b737261328cd77805bd1ba7
ParseIEC.dll48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f
ParseModbus.dllc391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48
ParsePiramida.dllecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f
SynchroNSI.dll530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09
VerifyTime.dll1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75
3
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электрической
энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации,
поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «средний» в
соответствии с Р 50.2.077-2014.
4
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 – 4.
Номер ИК
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ
Вид
Наименование ИКТТТНСчетчикУССВ/Сервер
электрической
энергии и
ЛП-1ЗНОЛП-ЭК
1Кл. т. 0,2S/0,5
УССВ: ССВ-1Г
Рег. № 58301-14
сервер: HP ProLiant
DL20 Gen9
Рег. № 36697-17реактивная
ЛП-1ЗНОЛП-ЭК
2Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17реактивная
3Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03Мактивная
Рег. № 36697-17реактивная
4Кл. т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03Мактивная
Рег. № 36697-17реактивная
мощности
Усть-Джегутинская МГЭС,
Т
400/5
0
6300/√3:100/√3
СЭТ-4ТМ.03Мактивная
ГГ1 (6,3 кВ)Кл. т. 0,2SКл. т. 0,2
Рег. № 30709-11 Рег. № 68841-17
Усть-Джегутинская МГЭС,
Т
400/5
0
6300/√3:100/√3
СЭТ-4ТМ.03Мактивная
ГГ2 (6,3 кВ) Кл. т. 0,2S Кл. т. 0,2
Рег. № 30709-11Рег. № 68841-17
Усть-Джегутинская МГЭС,ТЛП-10 ЗНОЛП-ЭК
КРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ,700/56300/√3:100/√3
ВЛ 6 кВ Усть-Джегутинская МГЭС- Кл. т. 0,2S Кл. т. 0,2
Головная I цепьРег. № 30709-11Рег. №. 68841-17
Усть-Джегутинская ГЭС, ТЛП-10 ЗНОЛП-ЭК
КРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ,700/56300/√3:100/√3
ВЛ 6 кВ Усть-Джегутинская МГЭС Кл. т. 0,2S Кл. т. 0,2
- Головная II цепьРег. № 30709-11Рег. № 68841-17
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у
перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических
характеристик.
2. Допускается замена УССВ на аналогичные средства измерений утвержденного типа.
3. Допускается замена сервера без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными
документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
5
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность)
Метрологические характеристики ИК
Границы интервала
Границы интервалаотносительной
относительной погрешности
основной погрешности измерений в рабочих
измерений,условиях
1 – 4
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
счетчик 0,2S)
Номер ИКДиапазон тока
соответствующиеэксплуатации,
вероятности Р=0,95 соответствующие
(±δ), %вероятности Р=0,95
(±δ), %
cos φ cos φ cos φ cos φ cos φ cos φ
= 1 = 0,8 = 0,5 = 1 = 0,8 = 0,5
I
н1
≤I
1
≤1,2I
н1
0,5 0,6 0,9 0,8 0,9 1,2
0,2I
н1
≤I
1
<I
н1
0,5 0,6 0,9 0,8 0,9 1,2
0,05I
н1
≤I
1
<0,2I
н1
0,6 0,8 1,2 0,8 1,0 1,4
0,01I
н1
≤I
1
<0,05I
н1
1,0 1,3 2,0 1,2 1,5 2,2
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и
средней мощности (получасовой).
2. Погрешность в рабочих условиях указана для cos φ = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 10 до
плюс 40 °С.
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности P= 0,95.
1 – 4
(ТТ 0,2S; ТН 0,2;
счетчик 0,5)
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность)
Метрологические характеристики ИК
Границы интервала
Границы интервалаотносительной
относительной погрешности
основной погрешности измерений в рабочих
Номер ИКДиапазон токаизмерений,условиях
соответствующие эксплуатации,
вероятности соответствующие
Р=0,95 (±δ), % вероятности Р=0,95
(±δ), %
cos φ = 0,8 cos φ = 0,5 cos φ = 0,8 cos φ = 0,5
I
н1
≤I
1
≤1,2I
н1
1,00,81,81,7
0,2I
н1
≤I
1
<I
н1
1,00,81,81,7
0,05I
н1
≤I
1
<0,2I
н1
1,1 0,9 1,9 1,8
0,02I
н1
≤I
1
<0,05I
н1
2,0 1,5 2,5 2,2
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и
средней мощности (получасовой).
2. Погрешность в рабочих условиях указана для cos φ = 0,8; 0,5 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 10 до
плюс 40 °С.
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности P= 0,95.
6
220000
2
100000
1
113
10
Значение
4
от 99 до101
от 1 до 120
от 49,85 до 50,15
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от +21 до +25
от 90 до 110
от 1 до 120
от 49,5 до 50,5
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -45 до +40
от +10 до +40
22000
2
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
-частота, Гц
- коэффициент мощности cos
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УССВ
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с
3,5
±5
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
бесперебойного питания.
- защита от кратковременных сбоев питания счетчиков с помощью источника
резервного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- 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;
7
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и
восстановления напряжения;
- перерывыпитаниясчетчикасфиксациейвременипропаданияи
восстановления.
- журнал ИВК:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов ТТ и ТН;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов
трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения).
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
- испытательной коробки (испытательного блока);
- сервера (серверных шкафов);
-защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
36697-17
4
Рег. №
3
30709-11
68841-17
Количество, экз.
4
12
6
СЭТ-4ТМ.03М
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеОбозначение
1 2
Трансформатор токаТЛП-10
Трансформатор напряжения ЗНОЛП-ЭК
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Сервер синхронизации времениССВ-1Г
СерверHP ProLiant DL20 Gen9
Программное обеспечение Пирамида 2000
Методика поверки МП 2-2020
Формуляр –
58301-14
–
---
1
1
1
1
1
8
Поверка
осуществляется по документу МП 2-2020 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Усть-Джегутинской
МГЭС. Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» 18 июня 2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на поверку средств измерений,
входящих в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества
электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (Рег. № 39952-08);
- устройство синхронизации времени УСВ-2 (Рег. № 41681-10);
- термогигрометр Ива-6 (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (Рег. № 28134-12).
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.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электрической энергии Усть-Джегутинской МГЭС (АИИС КУЭ Усть-Джегутинской
МГЭС), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», регистрационный номер в Реестре
аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений RA.RU.312308
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС
КУЭ) Усть-Джегутинской МГЭС
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
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: 600014, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А, помещение 27
Тел.: (4922) 33-67-66
Факс: (4922) 33-67-66
E-mail:
Испытательный центр
Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии»
(
АО ГК «Системы и Технологии»
)
Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8
Тел.: (4922) 33-67-66
Факс: (4922) 33-67-66
E-mail:
Регистрационный номер RA.RU.312308 в Реестре аккредитованных лиц в области
обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 54843-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220 кВ "Пыть-Ях" | Нет данных | ООО "Велес", г.Среднеуральск | 4 года | Перейти |
| 43714-10 | Система измерений количества и показателей качества нефти № 464 | Нет данных | ЗАО "ИМС Инжиниринг", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 81499-21 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Жешартский ЛПК", пгт. Демьяново | Нет данных | Общество с ограниченной ответственностью "Жешартский ЛПК" в поселке городского типа Демьяново (ООО "Жешартский ЛПК" в пгт. Демьяново), Кировская область, Подосиновский район, пгт. Демьяново | 4 года | Перейти |
| 54636-13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" по Калининградской области (ГТП Балтийск, Дунаевка) | Нет данных | ООО "ЭнергоСнабСтройСервис", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 30607-05 | Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ "ПС 330 кВ Нальчик" | Нет данных | ООО "Энсис Технологии", 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