ГРСИ 80048-20: Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "РусГидро"

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
80049-20

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "РусГидро" - "Новосибирская ГЭС" , ГРСИ 80048-20

Смотреть ГРСИ
80047-20

Номер госреестра:

80048-20

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО "РусГидро" - "Новосибирская ГЭС"

Обозначение типа:

Производитель:

Филиал публичного акционерного общества "РусГидро" - "Новосибирская ГЭС" (Филиал ПАО "РусГидро" - "Новосибирская ГЭС"), г. Красноярск

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

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 № 5

к сведениям о типах средств

измерений, прилагаемым

к приказу Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «15» декабря 2020 г. № 2120

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская

ГЭС»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии(АИИСКУЭ)ФилиалаПАО«РусГидро»-«НовосибирскаяГЭС»

предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии,

потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и

передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ состоит из трех уровней:

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

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

многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее –

счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

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

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

системного времени, и технические средства приема-передачи данных;

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), работающий под

управлением программного обеспечения «Пирамида». Для передачи данных от УСПД на

уровень ИВК в сервер используются проводные линии связи (RS-485, RS-232). Данные из

сервера передаются на хранение в сервер базы данных по локальной вычислительный сети

(ЛВС) филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС», построенных на базе технологии

Fast Ethernet. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи

автоматизированных рабочих мест оператора, установленных в соответствующих службах

филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС». Данные с сервера и сервера баз данных

передаются по ЛВС филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС» с применением

технологии клиент-сервер. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется

техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа

АРМ к базе данных «ИКМ-Пирамида» и сервера базы данных.

ИИК, ИВКЭ, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи

образуют измерительные каналы (ИК).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами

в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей

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, реактивной и полной мощности, которые

усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета

коэффициента трансформации:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за

период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов

времени 30 минут;

- средняя на интервале времени 30 минут активнаяи реактивная электрическая

мощность.

УСПД в составе ИВКЭ осуществляет:



один раз в 30 минут опрос счетчиков электрической энергии и сбор результатов

измерений;



хранение результатов измерений в базе данных;



передачу результатов измерений в ИВК.



синхронизацию (коррекцию) времени в УСПД и коррекцию времени в счетчиках;

ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:



периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов

измерений электрической энергии;



автоматический сбор данных о состоянии средств измерений и состоянии

объектов измерений;



хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;



автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы

каналов связи, восстановления питания;



перемножениерезультатовизмерений,хранящихсявбазеданных,на

коэффициенты трансформации ТТ и ТН;



формирование отчетных документов;



ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений,

осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации

(коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания

питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;



конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;



сбор и хранение журналов событий счетчиков;



ведение журнала событий ИВК;



синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в

счетчиках электроэнергии и УСПД;



аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения

параметров и любого изменения данных;



самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.

Синхронизация АИИС КУЭ обеспечивается станционной системой обеспечения единого

времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, всех УСПД и

сервера и имеет нормированную точность. Коррекция системного времени осуществляется, не

реже одного раза в сутки, по протоколу SNTP от дублированных серверов точного времени

ССВ-1Г, Коммуникация ИВК с СОЕВ осуществляется по ЛВС филиала.

КоррекциявременисчетчиковиУСПДпроизводитсяавтоматическипри

рассогласовании с системным временем более чем на ±1с.

Программное обеспечение

В ИВК используется программное обеспечение из состава системы информационно-

измерительной контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Метрологически значимая

часть программного обеспечения и ее идентификационные признаки приведены в таблице 1

Таблица 1

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Значение

CalcClients.dll

1.0.0.0

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Окончание таблицы 1

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

CalcLeakage.dll

1.0.0.0

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

CalcLosses.dll

1.0.0.0

d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac

Metrology.dll

1.0.0.0

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

ParseBin.dll

1.0.0.0

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

ParseIEC.dll

1.0.0.0

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

ParseModbus.dll

1.0.0.0

c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48

ParsePiramida.dll

1.0.0.0

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

SynchroNSI.dll

1.0.0.0

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

VerifyTime.dll

1.0.0.0

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений

соответствующую уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические

характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.

Наименование ИК

Новосибирская

ГЭС, Г1

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

27524-04

Сикон С10,

Рег. № 21741-

03,

ССВ-1Г, Рег.

№ 58301-14,

сервер с ПО

«Пирамида»

Новосибирская

ГЭС, Г2

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

27524-04

Таблица 2 – Состав ИК

ТТ

ТН

Счетчик

№

ИК

УСПД, СОЕВ,

Сервер,

GSR

Кл.т. 0,2

Ктт = 4000/5

Рег. № 25477-08

ТВ-ЭК

Кл.т. 0,2

Ктт = 4000/5

Рег. № 39966-10

UGE

Кл.т. 0,2

Ктн =

13800/√3/100/√3

Рег. № 25475-11

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл.т. 0,2

Ктн =

13800/√3/100/√3

Рег. № 47583-11

Новосибирская

ГЭС, Г3

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

27524-04

Сикон С10,

Рег. № 21741-

03,

ССВ-1Г, Рег.

№ 58301-14,

сервер с ПО

«Пирамида»

Новосибирская

ГЭС, Г4

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

27524-04

Новосибирская

ГЭС, Г5

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

27524-04

Новосибирская

ГЭС, Г6

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

27524-04

Новосибирская

ГЭС, Г7

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

27524-04

СРВ 123

Кл.т. 0,2

Ктн =

110000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

СРВ 123

Кл.т. 0,2

Ктн =

110000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

СРВ 123

Кл.т. 0,2

Ктн =

110000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

Продолжение таблицы 2

ТВ-ЭК

Кл.т. 0,2

Ктт = 4000/5

Рег. № 39966-10

ТВ-ЭК

Кл.т. 0,2

Ктт = 4000/5

Рег. № 39966-10

ТВ-ЭК

Кл.т. 0,2

Ктт = 4000/5

Рег. № 39966-10

ТВ-ЭК

Кл.т. 0,2

Ктт = 4000/5

Рег. № 39966-10

ТВ-ЭК

Кл.т. 0,2

Ктт = 4000/5

Рег. № 39966-10

ЗНОЛ-ЭК-15

Кл.т. 0,2

Ктн =

13800/√3/100/√3

Рег. № 47583-11

ЗНОЛ-ЭК-10

Кл.т. 0,2

Ктн =

13800/√3/100/√3

Рег. № 47583-11

ЗНОЛ-ЭК-15

Кл.т. 0,2

Ктн =

13800/√3/100/√3

Рег. № 47583-11

TJC

Кл.т. 0,2

Ктн =

13800/√3/100/√3

Рег. № 51637-12

TJC

Кл.т. 0,2

Ктн =

13800/√3/100/√3

Рег. № 51637-12

VIS WI

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5

Рег. № trial-08

VIS WI

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5

Рег. № 37750-08

Новосибирская

ГЭС, ОРУ-110 кВ,

С1Ш1 110,

ВЛ 110 кВ

Новосибирская

ГЭС – Инская I

цепь (К-13)

Новосибирская

ГЭС, ОРУ-110 кВ,

С2Ш1 110,

ВЛ 110 кВ

Новосибирская

ГЭС – Инская II

цепь (К-14)

Новосибирская

ГЭС, ОРУ-110 кВ,

С1Ш1 110,

ВЛ 110 кВ

Новосибирская

ГЭС – Тулинская

I цепь (К-15)

VIS WI

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5

Рег. № 37750-08

СРВ 123

Кл.т. 0,2

Ктн =

110000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

Сикон С10,

Рег. № 21741-

03,

ССВ-1Г, Рег.

№ 58301-14,

сервер с ПО

«Пирамида»

СРВ 123

Кл.т. 0,2

Ктн =

110000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

СРВ 123

Кл.т. 0,2

Ктн =

110000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

СРВ 123

Кл.т. 0,2

Ктн =

110000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

СРВ 123

Кл.т. 0,2

Ктн =

110000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

СРВ 123

Кл.т. 0,2

Ктн =

110000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

Продолжение таблицы 2

VIS WI

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5

Рег. № 37750-08

VIS WI

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5

Рег. № 37750-08

VIS WI

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5

Рег. № 37750-08

VIS WI

Кл.т. 0,2S

Ктт = 750/5

Рег. № 37750-08

VIS WI

Кл.т. 0,2S

Ктт = 750/5

Рег. № 37750-08

Новосибирская

ГЭС, ОРУ-110 кВ,

С2Ш1 110,

ВЛ 110 кВ

Новосибирская

ГЭС – Тулинская

II цепь (К-16)

Новосибирская

ГЭС, ОРУ-110 кВ,

С1Ш1 110,

ВЛ 110 кВ

Новосибирская

ГЭС – Тулинская

III цепь с

отпайками (К-17)

Новосибирская

ГЭС, ОРУ-110 кВ,

С2Ш1 110,

ВЛ 110 кВ

Новосибирская

ГЭС – Тулинская

IV цепь с

отпайками (К-18)

Новосибирская

ГЭС, ОРУ-110 кВ,

С1Ш1 110,

ВЛ 110 кВ

Новосибирская

ГЭС – Ордынская

I цепь с

отпайками (З-27)

Новосибирская

ГЭС, ОРУ-110 кВ,

С2Ш1 110,

ВЛ 110 кВ

Новосибирская

ГЭС – Ордынская

II цепь с

отпайками (З-28)

Новосибирская

ГЭС, ОРУ-110 кВ,

С1Ш1 110,

ВЛ 110 кВ

Новосибирская

ГЭС – Научная II

цепь с отпайками

(Ю-2)

VIS WI

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5

Рег. № 37750-08

ТВ-110/50

Кл.т. 0,5

Ктт = 1000/5

Рег. № 3190-72

СРВ 123

Кл.т. 0,2

Ктн =

110000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

Сикон С10,

Рег. № 21741-

03,

ССВ-1Г, Рег.

№ 58301-14,

сервер с ПО

«Пирамида»

Новосибирская

ГЭС, ОРУ -

110 кВ, ШСВ1

Новосибирская

ГЭС, ОРУ -

110 кВ, ШСВ2

СРВ 245

Кл.т. 0,2

Ктн =

220000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

СРВ 245

Кл.т. 0,2

Ктн =

220000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

Новосибирская

ГЭС, КРУ 6 кВ,

С2Ш 6, яч. №34,

Шлюз

Окончание таблицы 2

Новосибирская

ГЭС, ОРУ-110 кВ,

С2Ш1 110,

ВЛ 110 кВ

Новосибирская

ГЭС – Научная I

цепь с отпайками

(Ю-1)

VIS WI

Кл.т. 0,2S

Ктт = 750/5

Рег. № 37750-08

VIS WI

Кл.т. 0,2S

Ктт = 750/5

Рег. № 37750-08

СРВ 123

Кл.т. 0,2

Ктн =

110000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СРВ 123

Кл.т. 0,2

Ктн =

110000/√3/100/√3

Рег. № 47844-11

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

ТВ-220

Кл.т. 0,5

Ктт = 1000/5

Рег. № 20644-05

Новосибирская

ГЭС, ОРУ-220 кВ,

Ш3 220, ВЛ 220

кВ Новосибирская

ГЭС – Научная

(255)

Новосибирская

ГЭС, ОРУ-220 кВ,

Ш4 220, ВЛ 220

кВ Новосибирская

ГЭС – Тулинская

(256)

ТВ-220

Кл.т. 0,5

Ктт = 1000/5

Рег. № 20644-05

ТЛО-10

Кл.т. 0,5S

Ктт = 100/5

Рег. № 25433-08

ЗНОЛП

Кл.т. 0,5

Ктн =

6000/√3/100/√3

Рег. № 23544-07

СЭТ-

4ТМ.02.2-13

Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. №

20175-01

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 Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в

таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.

2Допускается замена устройства сбора и передачи данных, устройства синхронизации

времени на аналогичные утвержденного типа. Замена оформляется техническим актом в

установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в

эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными

документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

1, 2, 3, 4,

5, 6, 7

17, 20, 21

Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения

ИК №№

cos



≤ I

изм

Wо

%δ

Wо

≤ I

изм

Wо

%δ

Wо

≤ I

изм

100

Wо

% δ

Wо

100

≤ I

изм

≤I

120

Wо

% δ

Wо

8, 9, 10,

11, 12, 13,

14, 15, 16,

18, 19

0,50-

0,80-

0,87-

1,00-

0,50 ±2,1

0,80 ±1,5

0,87 ±1,5

1,00 ±1,4

0,50-

0,80-

0,87-

1,00-

0,50 ±4,9

0,80 ±2,7

0,87 ±2,4

1,00 ±1,9

-±2,0±1,5

-±1,3±2,0

-±1,2±2,2

-±0,9 -

±1,9 ±1,6 ±1,8

±2,2 ±1,3 ±1,9

±2,4 ±1,3 ±2,0

- ±0,8 -

-±5,4±2,9

-±3,0±4,5

-±2,6±5,5

-±1,8 -

±2,7 ±3,1 ±2,1

±4,1 ±1,9 ±2,9

±5,0 ±1,8 ±3,3

- ±1,2 -

±1,2±0,9

±0,8±1,1

±0,7±1,3

±0,6 -

±1,1±1,2

±0,9±1,3

±0,8±1,4

±0,7 -

±2,8±1,7

±1,6±2,4

±1,4±2,9

±1,1 -

±2,3±1,5

±1,4±2,1

±1,2±2,4

±1,0 -

±0,9±0,8

±0,6±1,0

±0,6±1,1

±0,5 -

±1,1±1,2

±0,9±1,3

±0,8±1,4

±0,7 -

±2,0±1,4

±1,2±1,9

±1,1±2,2

±0,9 -

±2,3±1,5

±1,4±2,1

±1,2±2,4

±1,0 -

1, 2, 3, 4,

5, 6, 7

17, 20, 21

Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения

ИК №№

cos



≤ I

изм

%δ

≤ I

изм

%δ

≤ I

изм

100

% δ

100

≤ I

изм

≤I

120

% δ

8, 9, 10,

11, 12, 13,

14, 15, 16,

18, 19

0,50--±2,1±2,0

0,80--±1,4±2,4

0,87--±1,3±2,6

1,00--±1,0 -

0,50 ±2,5 ±3,2±2,1±3,2

0,80 ±2,0 ±3,4±1,9±3,3

0,87 ±2,0 ±3,5±1,9±3,3

1,00 ±1,9-±1,1 -

0,50--±5,6±3,9

0,80--±3,3±5,2

0,87--±3,0±6,1

1,00--±2,0 -

0,50 ±5,1 ±3,7±3,4±3,4

0,80 ±3,0 ±4,9±2,3±3,9

0,87 ±2,8 ±5,6±2,2±4,3

1,00 ±2,3-±1,4 -

±1,3±1,6

±0,9±1,8

±0,9±1,9

±0,6 -

±1,7±2,9

±1,6±3,0

±1,1 -

±3,1±3,1

±2,1±3,6

±2,0±3,9

±1,3 -

±2,6±3,1

±1,9±3,4

±1,8±3,6

±1,3 -

±1,1±1,6

±0,8±1,7

±0,6 -

±1,7±2,9

±1,6±3,0

±1,1 -

±2,4±3,0

±1,8±3,2

±1,7±3,4

±1,2 -

±2,6±3,1

±1,9±3,4

±1,8±3,6

±1,3 -

Допускаемая погрешность СОЕВ ±5 с/сутки.

Примечание:

– сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I

– сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I

–

сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;

100

– сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;

120

– сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;

изм

–силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно

номинального тока ТТ;

Wо

– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при

вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;

Wо

– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при

вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;

– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности

Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;

– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности

Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения

Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК

от (2)5 до 120

от 99 до 101

0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

от +21 до +25

от (2)5 до 120

от 90 до 110

0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк.

от -40 до +40

от 0 до +40

от +15 до +25

100

3,5

Значение

Автоматическое

Наименование характеристики

Количество измерительных каналов

Нормальные условия:



ток, % от I

ном



напряжение, % от U

ном



коэффициент мощности cos



температура окружающего воздуха для счетчиков,



С:

Рабочие условия эксплуатации:

допускаемые значения неинформативных параметров:



ток, % от I

ном



напряжение, % от U

ном



коэффициент мощности cos



температура окружающего воздуха, °C:

- для ТТ и ТН

- для счетчиков и УСПД

для сервера

Период измерений активной и реактивной средней мощности и

приращений электрической энергии, минут

Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут

Формирование XML-файла для передачи внешним системам

Формирование базы данных с указанием времени измерений и

времени поступления результатов

Глубина хранения информации

Счетчики:



тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

Сервер ИВК:



хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника

бесперебойного питания;

–резервный сервер с установленным специализированным ПО;

–резервирование каналов связи между уровнями ИВКЭ и ИВК и между ИВК и

внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.

Ведение журналов событий:

–счётчика, с фиксированием событий:

– параметрирования;

– пропадания напряжения по каждой фазе;

– коррекции времени в счетчике.

– ИВК, с фиксированием событий:



даты начала регистрации измерений;



перерывы электропитания;



программные и аппаратные перезапуски;



установка и корректировка времени;



переход на летнее/зимнее время;



нарушение защиты ИВК;

− отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и

соответствующего интервала времени.

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– счётчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– сервера;

– защита информации на программном уровне:



результатов измерений при передаче информации (возможность использования

цифровой подписи);



установка пароля на счетчик;



установка пароля на УСПД.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра 121657.422222.001 .ФО «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала

ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС». Формуляр».

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеОбозначениеКоличество, шт.

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики

УСПД

СОЕВ

ИВК, сервер с ПО

Формуляр

Методика поверки

ТЛО-10 3

ТВ-ЭК18

GSR3

ТВ-110/503

VIS WI33

ТВ-2206

TJC6

ЗНОЛ-ЭК-156

СРВ 2456

СРВ 1239

ЗНОЛ-ЭК-106

UGE3

ЗНОЛП3

СЭТ-4ТМ.037

СЭТ-4ТМ.02.2-1315

Сикон С103

ССВ-1Г2

«Пирамида»1

121657.422222.001.ФО1

МП-271-RA.RU.310556-20201

Поверка

осуществляется по документу МП-271-RA.RU.310556-2020 «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала

ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС». Методика поверки», утвержденному Западно-

Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ» 13.07.2020 г.

Основные средства поверки:

- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей

измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ»

24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);

- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-

14);

- для поверки измерительных компонентов, входящих в состав АИИС КУЭ

применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при

утверждении типа измерительных компонентов.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической

энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной

коммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ФилиалаПАО«РусГидро»-

«Новосибирская ГЭС»» Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом

ФГУП«ВНИИФТРИ». Аттестатаккредитации Западно-Сибирского филиалаФГУП

«ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе №

RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

Филиала ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС»

ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения

Изготовитель

Филиал публичного акционерного общества «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС»

(Филиал ПАО «РусГидро» - «Новосибирская ГЭС»)

ИНН: 2460066195

Юридический адрес: 660017, г. Красноярск, ул. Дубровинского, д. 43, корп. 1

Адрес: 630056, г. Новосибирск, ул. Новоморская, 4

Телефон: +7 (383) 345-06-30

Испытательный центр

Западно-Сибирский филиал Федерального государственного унитарного предприятия

«Всероссийский научно-исследовательский институт физико-технических и радиотехнических

измерений» (Западно-Сибирский филиал ФГУП «ВНИИФТРИ»)

Адрес: 630004, Российская Федерация, г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4

Телефон (факс): +7 (383) 210-08-14, +7 (383) 210-13-60

E-mail: director@sniim.ru

Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по

проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.310556 от

14.01.2015 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
65720-16	Система учета электроэнергии филиала ПАО "МРСК Центра" - "Ярэнерго"	Нет данных	ЗАО "Централизованный региональный технический сервис", г.Москва	4 года	Перейти
69806-17	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ КС-3	Нет данных	ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва	4 года	Перейти
54323-13	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Суйда" Октябрьской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Ленинградской области	Нет данных	ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва	4 года	Перейти
71397-18	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Белореченская ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго"	Нет данных	АО "РЭС Групп", г.Владимир	4 года	Перейти
78107-20	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Ижевск		ООО "ИЦ "Энергоаудитконтроль", г.Москва	4 года	Перейти

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

Поверка средств измерений