Untitled document

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «29» марта 2021 г. №425

Лист № 1

Регистрационный № 81306-21Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электроэнергии и мощности филиала «Сочинская ТЭС» АО «Интер РАО -

Электрогенерация»

Назначение средства измерений

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета

электроэнергии

и мощности

филиала «Сочинская ТЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация»

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

электрической энергии

и мощности

, потребленной и переданной за установленные интервалы

времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ состоит из двух 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-йуровень–информационно-вычислительныйкомплекс(ИВК)на основе

программного обеспечения (ПО) «Пирамида 2000», включающий в себя линии связи, сервер

баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени УСВ-3 (рег. № 64242-16),

технические средства обеспечения питания технологического оборудования.

ИИК, 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.

ИВК 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.

Лист № 2

Всего листов 10



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



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;



перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, 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;



аппаратнуюипрограммнуюзащитуотнесанкционированногоизменения

параметров и любого изменения данных;



самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.

ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами

измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка

электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а

также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между

информационнымисистемамисубъектовоптовогорынкаиинфраструктурными

организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов

XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.

Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:



посредством интерфейса Ethernet (ВОЛС) для передачи данных от счетчиков до

ИВК;



посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи

данных с сервера баз данных на АРМ;



посредством наземного канала связи Ethernet для передачи данных от уровня ИВК

во внешние системы (основной канал);



посредством наземного канала связи Ethernet для передачи данных от уровня ИВК

во внешние системы (резервный канал).

В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого

времени (СОЕВ), включающая в себя часы сервера и счетчиков. Сервер получает шкалу

времени UTC(SU) в постоянном режиме от УСВ-3. Синхронизация часов сервера с УСВ-3

происходит при расхождении времени более чем на ±1 с. Журналы событий счетчиков и

сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после

коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано

устройство.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в

виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр.

Программное обеспечение

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

Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1. Уровень защиты программного

обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 10

Таблица 1 – Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)Значение

ПО «Пирамида 2000» (Модуль вычисления

значений энергии и мощности по группам точек

учета, CalcClients.dll).

ПО «Пирамида 2000» (Модуль расчета небаланса

энергии/мощности, CalcLeakage.dll).

ПО «Пирамида 2000» (Модуль вычисления

значений энергии потерь в линиях и

трансформаторах, CalcLosses.dll).

ПО «Пирамида 2000» (Общий модуль, содержащий

функции, используемые при вычислениях

различных значений и проверке точности

вычислений, Metrology.dll).

ПО «Пирамида 2000» (Модуль обработки значений

физических величин, передаваемых в бинарном

протоколе, ParseBin.dll).

Идентификационное наименование ПО ПО «Пирамида 2000» (Модуль обработки значений

физических величин, передаваемых по протоколам

семейства МЭК, ParseIEC.dll).

ПО «Пирамида 2000» (Модуль обработки значений

физических величин, передаваемых по протоколу

Modbus, ParseModbus.dll).

ПО «Пирамида 2000» (Модуль обработки значений

физических величин, передаваемых по протоколу

Пирамида, ParsePiramida.dll).

ПО «Пирамида 2000» (Модуль формирования

расчетных схем и контроля целостности данных

нормативно-справочной информации,

SynchroNSI.dll).

ПО «Пирамида 2000» (Модуль расчета величины

рассинхронизации и значений коррекции времени,

VerifyTime.dll).

Номер версии (идентификационный

номер) ПО3

Цифровой идентификатор ПО (Алгоритмe55712d0b1b219065d63da949114dae4

вычисления цифрового идентификатора52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

MD5)

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

48e73a9283d1e66494 521f63d00b0d9f

c391d64271acf4055b b2a4d3fe1f8f48

ecf532935ca1a3fd32 15049af1fd979f

530d9b0126f7cdc23e cd814c4eb7ca09

1ea5429b261fb0e288 4f5b356a1d1e75

Лист № 4

Всего листов 10

Метрологические и технические характеристики

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

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

Таблица 2 – Состав ИК

№НаименованиеТТ

ИК ИК

123

ТН Счетчик УССВ/

Сервер

456

1ВЛ-110 кВ

Сочинская ТЭС -

Бытха

2ВЛ-110 кВ

Сочинская ТЭС -

Мацеста

В65-СТSU145/Н53

Кл.т. 0,2 Кл.т. 0,2

Ктт = 600/1Ктн = 110000/√3/100/√3

Рег. № 28140-04 Рег. № 28141-04

В65-СТSU145/Н53

Кл.т. 0,2 Кл.т. 0,2

Ктт = 600/1Ктн = 110000/√3/100/√3

Рег. № 28140-04 Рег. № 28141-04

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

3ВЛ-110 кВ

Сочинская ТЭС -

Сочи I цепь

В65-СТ

Кл.т. 0,2

Ктт = 600/1

Рег. № 28140-04

В65-СТ

Кл.т. 0,2

Ктт = 600/1

Рег. № 28140-04

SU145/Н53

Кл.т. 0,2

Ктн = 110000/√3/100/√3

Рег. № 28141-04

SU145/Н53

Кл.т. 0,2

Ктн = 110000/√3/100/√3

Рег. № 28141-04

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

4КВЛ-110 кВ

Сочинская ТЭС -

Альпийская с

отпайкой на ПС

Тоннельная

5ЭВ-110 кВ Т-5

6ЭВ-10 кВ ПТУ-1

7ЭВ -10 кВ РЗ

8ЭВ -10 кВ ТСН-1

В65-СТ

Кл.т. 0,2

Ктт = 600/1

Рег. № 28140-04

ТОЛ 10-1-1У2

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5

Рег. № 15128-03

ТОЛ 10-1-1У2

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5

Рег. № 15128-03

ТЛК 10

Кл.т. 0,2S

Ктт = 300/5

Рег. № 9143-83

SU145/Н53

Кл.т. 0,2

Ктн = 110000/√3/100/√3

Рег. № 28141-04

ЗНОЛП- 10 У2

Кл.т. 0,5

Ктн = 11000/√3/100/√3

Рег. № 23544-02

ЗНОЛП- 10 У2

Кл.т. 0,5

Ктн = 11000/√3/100/√3

Рег. № 23544-02

ЗНОЛП- 10 У2

Кл.т. 0,5

Ктн = 11000/√3/100/√3

Рег. № 23544-02

A1802RAL-

P4GE-DW-4 УСВ-3

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. №

Рег. № 31857-20 64242-16

/

A1802RAL-HP ProLiant

P4GE-DW-4 DL160 Gen9

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

9ЭВ -10 кВ ГТУ-1

10ЭВ -10 кВ ПТУ-2

ТЛШ-10

Кл.т. 0,2S

Ктт = 3000/5

Рег. № 11077-03

ТОЛ 10-1-1У2

Кл.т. 0,2S

Ктт = 1000/5

Рег. № 15128-03

ЗНОЛ.06- 10 У3

Кл.т. 0,5

Ктн = 11000/√3/100/√3

Рег. № 3344-04

ЗНОЛП- 10 У2

Кл.т. 0,5

Ктн = 11000/√3/100/√3

Рег. № 23544-02

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

Лист № 5

Всего листов 10

Продолжение таблицы 2

12

11ЭВ -10 кВ ТСН-2

3

ТЛК 10

Кл.т. 0,2S

Ктт = 300/5

Рег. № 9143-83

4

ЗНОЛП- 10 У2

Кл.т. 0,5

Ктн = 11000/√3/100/√3

Рег. № 23544-02

56

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

УСВ-3

Рег. №

64242-16 /

12ЭВ -10 кВ ГТУ-2

13ЭВ -220 кВ АТ-1

14КВЛ-220 кВ

Сочинская ТЭС -

Дагомыс

15 КВЛ-220 кВ

Сочинская ТЭС

- Псоу

ТЛШ-10

Кл.т. 0,2S

Ктт = 3000/5

Рег. № 11077-03

АМТ 245/1

Кл.т. 0,2S

Ктт = 500/1

Рег. № 37101-08

АМТ 245/1

Кл.т. 0,2S

Ктт = 600/1

Рег. № 37101-08

АМТ 245/1

Кл.т. 0,2S

Ктт = 600/1

Рег. № 37101-08

ЗНОЛ.06- 10 У3

Кл.т. 0,5

Ктн = 11000/√3/100/√3

Рег. № 3344-04

SU245/S

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000/√3/100/√3

Рег. № 37115-08

SU245/S

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000/√3/100/√3

Рег. № 37115-08

SU245/S

Кл.т. 0,2

Ктн = 220000/√3/100/√3

Рег. № 37115-08

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

16ЭВ -110 кВ АТ-1

P4GE-DW-4

17 ВЛ-110 кВ

Сочинская

ТЭС - Сочи II

цепь

18КВЛ-110 кВ

Сочинская ТЭС -

Хоста

19ВВ–10 кВ АТ-1

1 секция шин

20ВВ–10 кВАТ-1

2 секция шин

21ВВ-10 кВ Р-9

22ВВ-10 кВ ПТУ-3

В65-СТ

Кл.т. 0,2S

Ктт = 600/1

Рег. № 28140-04

В65-СТ

Кл.т. 0,2S

Ктт = 600/1

Рег. № 28140-04

В65-СТ

Кл.т. 0,2S

Ктт = 600/1

Рег. № 28140-04

ТЛО-10

Кл.т. 0,2S

Ктт = 2000/5

Рег. № 25433-08

ТЛО-10

Кл.т. 0,2S

Ктт = 2000/5

Рег. № 25433-08

TPU45.41

Кл.т. 0,2

Ктт = 2000/5

Рег. № 17085-98

TPU45.41

Кл.т. 0,2

Ктт = 2000/5

Рег. № 17085-98

SU145/Н53

Кл.т. 0,2

Ктн = 110000/√3/100/√3

Рег. № 28141-04

SU145/Н53

Кл.т. 0,2

Ктн = 110000/√3/100/√3

Рег. № trial-04

SU145/Н53

Кл.т. 0,2

Ктн = 110000/√3/100/√3

Рег. № 28141-04

ЗНОЛП-ЭК

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/√3/100/√3

Рег. № 68841-17

ЗНОЛП-ЭК

Кл.т. 0,5

Ктн = 10000/√3/100/√3

Рег. № 68841-17

ЗНОЛП-ЭК

Кл.т. 0,5

Ктн = 10500/√3/100/√3

Рег. № 68841-17

ЗНОЛП-ЭК

Кл.т. 0,5

Ктн = trial/√3/100/√3

Рег. № 68841-17

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

HP ProLiant

Кл.т. 0,2S/0,5

DL160 Gen9

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

Лист № 6

Всего листов 10

Окончание таблицы 2

12

23ВВ-10 кВ ГТУ-3

3

TPU 46.41

Кл.т. 0,2

Ктт = 2500/5

Рег. № 17085-98

4

ЗНОЛП-ЭК

Кл.т. 0,5

Ктн = 10500/√3/100/√3

Рег. № 68841-17

56

A1802RAL-

P4GE-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 31857-20

УСВ-3

Рег. №

64242-16 /

HP ProLiant

DL160 Gen9

24 ВВ-10 кВ ГТУ-4 TPU 46.41 ЗНОЛП-ЭК A1802RAL-

Кл.т. 0,2 Кл.т. 0,5 P4GE-DW-4

Ктт = 2500/5 Ктн = 10500/√3/100/√3 Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 17085-98 Рег. № 68841-17 Рег. № 31857-20

25 ВВ-10 кВ ТСН-7 TPU40.41 ЗНОЛП-ЭК A1802RAL-

Кл.т. 0,2 Кл.т. 0,5 P4GE-DW-4

Ктт = 150/5Ктн = 10500/√3/100/√3Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 17085-98 Рег. № 68841-17 Рег. № 31857-20

26 ВВ-10 кВ ТСН-8 TPU40.41 ЗНОЛП-ЭК A1802RAL-

Кл.т. 0,2 Кл.т. 0,5 P4GE-DW-4

Ктт = 150/5Ктн = 10500/√3/100/√3Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 17085-98 Рег. № 68841-17 Рег. № 31857-20

27 ВВ-10 кВ ТСН-12 TPU40.41 ЗНОЛП-ЭК A1802RAL-

Кл.т. 0,2 Кл.т. 0,5 P4GE-DW-4

Ктт = 150/5Ктн = 10500/√3/100/√3Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 17085-98 Рег. № 68841-17 Рег. № 31857-20

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 Таблице 2,

метрологических характеристик.

2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных

типов.

3 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.

cos



Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения

ИК

№№

I

2

≤ I

изм

<I

5

δ

Wо

A

%δ

Wо

P

%

I

5

≤ I

изм

<I

20

δ

Wо

A

%δ

Wо

P

%

I

20

≤ I

изм

<I

100

δ

Wо

A

% δ

Wо

P

%

I

100

≤ I

изм

≤I

120

δ

Wо

A

% δ

Wо

P

%

1234

1, 2, 3, 0,50 - -

4, 5

0

,

80--

0,87--

1,00--

56

±2,0 ±1,5

±1,3 ±2,0

±1,2 ±2,2

±0,9 -

78

±1,2 ±0,9

±0,8 ±1,1

±0,7 ±1,3

±0,6 -

910

±0,9 ±0,8

±0,6 ±1,0

±0,6 ±1,1

±0,5 -

21, 22,0,50

23, 24,

0

,

80

25, 26,

0,87

27

1

,

0

13, 14, 0,50

15, 16,

0,80

17, 18

0,87

1,00

--

±1,8±1,5

±1,2±1,8

±1,1±2,1

±0,9-

±2,3±1,6

±1,5±2,1

±1,3±2,5

±1,1-

±1,3±1,3

±0,9±1,4

±0,8±1,6

±0,6-

±1,6±1,1

±1,0±1,4

±0,9±1,7

±0,8-

±0,9±0,8

±0,6±1,0

±0,6±1,1

±0,5-

±1,4±1,0

±0,9±1,3

±0,8±1,5

±0,7-

±0,9±0,8

±0,6±1,0

±0,6±1,1

±0,5-

Лист № 7

Всего листов 10

Окончание таблицы 3

1234

6, 7, 8, 0,50 ±2,1 ±1,6

9, 10,

0,80 ±1,3 ±2,0

11, 12,

0,87±1,3±2,3

19, 201

,

00

±

1

,

0-

56

±1,7 ±1,4

±1,1 ±1,7

±1,0 ±1,9

±0,8 -

78

±1,4 ±1,0

±0,9 ±1,3

±0,8 ±1,5

±0,7 -

910

±1,4 ±1,0

±0,9 ±1,3

±0,8 ±1,5

±0,7 -

cos



Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения

ИК

№№

1, 2, 3,

4, 5

0,50

0,80

I

2

≤ I

изм

<I

5

δ

W

A

%δ

W

P

%

-

--

-

I

5

≤ I

изм

<I

20

δ

W

A

%δ

W

P

%

±2,1 ±2,0

±1,4 ±2,4

I

20

≤ I

изм

<I

100

δ

W

A

% δ

W

P

%

±1,3 ±1,6

±0,9 ±1,8

I

100

≤ I

изм

≤I

120

δ

W

A

% δ

W

P

%

±1,1 ±1,6

±0,8 ±1,7

0,87

1,00

21, 22, 0,50

23, 24,

0,80

25, 26,

0,87

27

1

,

00

13, 14, 0,50

15, 16,

0,80

17, 18

0,87

1,00

--

±1,9±2,0

±1,3±2,3

±1,2±2,5

±1,1-

±1,3±2,6

±1,0-

±2,4±2,1

±1,6±2,5

±1,5±2,8

±1,1-

±1,4±1,9

±1,0±2,0

±1,0±2,1

±0,6-

±0,9±1,9

±0,6-

±1,7±1,7

±1,1±2,0

±1,1±2,2

±0,8-

±1,1±1,6

±0,8±1,7

±0,6-

±0,8±1,7

±0,6-

±1,5±1,7

±1,1±1,9

±1,0±2,1

±0,8-

±1,1±1,6

±0,8±1,7

±0,6-

6, 7, 8,0,50±2,2±2,1±1,7±1,9±1,5±1,7±1,5±1,7

9, 10,

0,80±1,5±2,4±1,2±2,2±1,1±1,9±1,1±1,9

11, 12,

0,87±1,4±2,7±1,2±2,3±1,0±2,1±1,0±2,1

19,

201,00±1,2-±0,8-±0,8-±0,8-

Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы

времени UTC(SU) ±5 с

Примечание:

I

2

– сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I

5

– сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I

20

–

сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;

I

100

– сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;

I

120

– сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;

I

изм

– силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно

номинального тока ТТ;

δ

Wо

A

– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при

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

δ

Wо

Р

– доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при

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

δ

W

A

– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности

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

δ

W

P

– доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности

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

Лист № 8

Всего листов 10

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

27

30

Автоматическое

Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК

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

-

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 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;

– 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.

Лист № 9

Всего листов 10

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 сервер.

Знак утверждения типа

наноситсянатитульныйлистформуляраРЭМ.0999-АИИС.СТЭС.ФО«Система

автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и

мощности филиала «Сочинская ТЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация». Формуляр».

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.

Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения

Счетчики

УССВ

Обозначение

АМТ 245/1

ТОЛ 10-1-1У2

TPU 46.41

ТЛК 10

ТЛО-10

ТЛШ-10

TPU40.41

В65-СТ

TPU45.41

ЗНОЛП- 10 У2

SU145/Н53

ЗНОЛ.06- 10 У3

ЗНОЛП-ЭК

SU245/S

A1802RAL-P4GE-DW-4

УСВ-3

Количество, шт.

9

6

9

24

6

12

6

24

6

27

1

Пирамида-2000 1

РЭМ.0999-АИИС.СТЭС.ФО 1

ИВК

Система автоматизированная информационно-

измерительнаякоммерческогоучета

электроэнергии и мощности филиала «Сочинская

ТЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация».

Формуляр

ГСИ.Системаавтоматизированная

информационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии и мощности филиала

«Сочинская ТЭС» АО «ИнтерРАО-

Электрогенерация». Методика поверки

МП-323-RA.RU.310556-20201

Лист № 10

Всего листов 10

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической

энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности филиала «Сочинская ТЭС»

АО «Интер РАО - Электрогенерация»» Методика измерений аттестована Западно-Сибирским

филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП

«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 и мощности

филиала «Сочинская ТЭС» АО «Интер РАО - Электрогенерация»

ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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