Приложение № 8
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
коммерческого
«РусГидро» -
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительная
учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО
«Кабардино-Балкарский филиал» (Верхнебалкарская МГЭС)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский
филиал» (Верхнебалкарская 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, а так же измерения времени и интервалов времени.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую
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) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи
и технические средства приема-передачи данных.
2-йуровень–информационно-вычислительныйкомплексэлектроустановки
(далее – ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных
СИКОН С70 (далее – УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в
себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени типа УСВ-2 (далее – УССВ),
каналообразующуюаппаратуру,техническиесредствадляорганизациилокальной
вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие
места персонала (далее – АРМ), 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 входы УСПД, где осуществляется
обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и
2
мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача
накопленных данных на верхний уровень системы.
Наверхнем–третьемуровнесистемывыполняетсядальнейшаяобработка
измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление
и передача, оформление отчетных документов, отображение информации, 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 оптовогорынка иведения реестрасубъектов
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 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 УССВ, со шкалой времени сервера АИИС КУЭ
осуществляется не реже, чем 1 раз в 1 час. Синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ
со шкалой времени УССВ производится при наличии расхождения ±1 мс и более.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ, со шкалой времени УСПД
осуществляется не реже, чем 1 раз в 1 сутки. Синхронизация шкалы времени УСПД со шкалой
времени сервера АИИС КУЭ производится при наличии расхождения ±1 с и более.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во
время сеанса связи со счетчиками. При отклонении шкалы времени счетчика от шкалы времени
УСПД на ±2 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще
одного раза в сутки.
Передача данных осуществляется по каналам связи со скоростью не менее 9600 бит/с,
следовательно время задержки составляет менее 0,2 с
Trial (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электрической энергии,
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 журналах событий
счётчиков, и сервера АИИС КУЭ.
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.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,
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 и технические характеристики приведены
в таблицах 2 – 5.
ТТ
ТН
Счетчик
УСПД/
УССВ/Сервер
1
Верхнебалкарская МГЭС,
ГГ-1 (6,3 кВ)
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
УСПД: СИКОН С70
Рег. № 28822-05
УССВ: УСВ-2
Рег. № 41681-09
Сервер: HP ProLiant
DL160 G6
активная
реактивная
2
Верхнебалкарская МГЭС,
ГГ-2 (6,3 кВ)
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
активная
реактивная
3
Верхнебалкарская МГЭС,
ГГ-3 (6,3 кВ)
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
активная
реактивная
ТЛП-10
100/5
Кл. т. 0,2S
Рег. № 30709-11
ЗНОЛП-ЭК
10000/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 68841-17
СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-17
активная
реактивная
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ
№
ИК
Наименование ИК
12
5
6
Вид
электрической
энергии и
мощности
7
3
ТЛП-10
600/5
Кл. т. 0,2S
Рег. № 30709-11
ТЛП-10
600/5
Кл. т. 0,2S
Рег. № 30709-11
ТЛП-10
600/5
Кл. т. 0,2S
Рег. № 30709-11
4
ЗНОЛП-ЭК
6300/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 68841-17
ЗНОЛП-ЭК
6300/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 68841-17
ЗНОЛП-ЭК
6300/√3:100/√3
Кл. т. 0,2
Рег. № 68841-17
Верхнебалкарская МГЭС,
КРУ 10 кВ, СШ 10 кВ,
4КВЛ 10 кВ ф. 391
Верхнебалкарская МГЭС -
Мухольская ГЭС
5
5Кл. Т. 0,2S/0,5
СЭТ-4ТМ.03Мактивная
Рег. № 36697-17реактивная
Окончание таблицы 2
1234567
УСПД: СИКОН С70
Рег. № 28822-05
Верхнебалкарская МГЭС,ТЛО-35НАЛИ-НТЗ
КРУМ 35 кВ, СШ 35 кВ, 400/5 35000/100 УССВ: УСВ-2
ВЛ 35 кВ Верхнебалкарская Кл. т. 0,2S Кл. т. 0,2 Рег. № 41681-09
МГЭС - КашхатауРег. № 36291-11Рег. № 70747-18
Сервер: HP
ProLiant DL160 G6
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН, 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 УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа.
3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с
эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая trial.
6
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 – 5
(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 1,0 1,2
0,2I
н1
≤I
1
<I
н1
0,5 0,6 0,9 0,8 1,0 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 5 до
плюс 35 °С.
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности P= 0,95.
1 – 5
(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
1,00,81,81,8
0,2I
н1
≤I
1
<I
н1
1,00,81,81,8
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 5 до
плюс 35 °С.
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности P= 0,95.
7
220000
2
70000
2
45000
1
113
10
45
Значение
5
от 99 trial
от 1 до 120
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 +5 до +35
35000
2
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
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
электросчетчиков, УСПД °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- 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
УСПД:
- график средних мощностей за интервал 30 мин, суток
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.
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;
8
- 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:
- 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 с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК;
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов
трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения).
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
- испытательной коробки (испытательного блока);
- УСПД;
- сервера (серверных шкафов);
-защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (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);
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической
энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский филиал»
(Верхнебалкарская МГЭС) типографским способом.
9
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие
средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Наименование
Обозначение
Рег. №
СЭТ-4ТМ.03М
36697-17
5
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
ТЛП-10
ТЛО-35
ЗНОЛП-ЭК
НАЛИ-НТЗ
30709-11
36291-11
68841-17
70747-18
Количество,
экз.
12
3
12
1
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Трансформатор напряжения
Счетчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство синхронизации времени
Контроллер сетевой индустриальный
Сервер
Программное обеспечение
Методика поверки
Формуляр
УСВ-2
СИКОН С70
HP ProLiant DL160 G6
Пирамида 2000
МП 3-2020
–
41681-09
28822-05
–
---
1
1
1
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 3-2020 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ПАО
«РусГидро» - «Кабардино-Балкарский филиал» (Верхнебалкарская МГЭС). Методика поверки»,
утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» 30 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»:диапазонизмеренийтемпературыотминус20
до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности
от 0 до 90 %, дискретность 0,1 % (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной
индукции от 0,01 до 1999 мТл (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 филиала ПАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский филиал»
(Верхнебалкарская МГЭС) (АИИС КУЭ филиала ПАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский
филиал» (Верхнебалкарская МГЭС)), аттестованной АО ГК «Системы и технологии»,
регистрационный номер в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства
измерений RA.RU.312308.
10
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС
КУЭ) филиала ПАО «РусГидро» - «Кабардино-Балкарский филиал» (Верхнебалкарская
МГЭС)
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: 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.