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 электроэнергии АО "Сетевая компания" ЕЭС -, ГРСИ 82192-21
Номер госреестра:
82192-21
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сетевая компания" ЕЭС
Обозначение типа:
-
Производитель:
Филиал Акционерного общества "Сетевая компания" Елабужские электрические сети (Филиал АО "Сетевая компания" ЕЭС), Республика Татарстан, г. Елабуга
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
359113.10.2019
Описание типа:
Методика поверки:
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
УТВЕРЖДЕНО
приказом Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «16» июля 2021 г. № 1352
Лист № 1
Регистрационный № 82192-21Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии АО «Сетевая компания» ЕЭС
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АО «Сетевая компания» ЕЭС (далее – АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора,
обработки,хранения,формирования отчетныхдокументовипередачиполученной
информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную измерительнуюсистему сцентрализованнымуправлениеми
распределённой функцией измерения.
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),
многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики),
вторичные измерительные цепи;
2-й уровень –устройство сбора и передачи данных (УСПД) и технические средства
приема-передачи данных;
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД), сервер баз данных (БД),
устройства синхронизации системного времени (УССВ), программное обеспечение (ПО)
«Пирамида 2.0»
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике
мгновенные значения аналоговых сигналов без учета коэффициентов трансформации,
преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения
переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных
значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы
УСПД,гдеосуществляетсяпреобразованиеизмерительнойинформациисучетом
коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление, хранение и передача накопленных
данных по выбранному ИВК каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на
верхний уровень системы.
Лист № 2
Всего листов 8
На верхнем -третьемуровне системы выполняется дальнейшая обработка
измерительнойинформации,в частностивычислениеэлектроэнергииимощности,
формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных
документов.
Передача информации во внешние программно-аппаратные комплексы потребителей,
сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке
электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в
соответствии с регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в
себя УССВ на основе ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2
(Регистрационный № 41681-10), таймеры УСПД, сервера СД и счетчиков. Сравнение времени
сервера СД ИВК с таймером приемника осуществляется 1 раз в час, синхронизация
производится при расхождении показаний таймеров приемника и сервера СД на величину
более ±1 с. Сервер СД осуществляет синхронизацию времени УСПД, а УСПД, в свою очередь,
счетчиков, подключенных к УСПД. Сличение времени таймера сервера СД с временем
таймеров УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки,
корректировка времени сервером выполняется при достижении расхождения времени
таймеров счетчиков и УСПД на величину ±1 с. Сличение времени таймеров счетчиков с
временем УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков
выполняется при достижении расхождения со временем таймера УСПД ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера СД отображают факты коррекции
времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции
времени, на которую было скорректировано устройство.
Конструкция АИИС КУЭ не предусматривает нанесение на нее знака поверки. Знак
поверки наносится на свидетельство о поверке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». Уровень
защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение
журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и
входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что
соответствует уровню – «высокий» в соответствии с Р 50,2.077-2014. Метрологически
значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Идентификационное наименование ПО
BinaryPackControls.dll
-
Идентификационное наименование ПО
CheckDataIntegrity.dll
-
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)Значение
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1
5476
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754
D5C7
Лист № 3
Всего листов 8
-
Идентификационное наименование ПО
ComModbusFunctions.dll
-
Идентификационное наименование ПО
ComStdFunctions.dll
-
Идентификационное наименование ПО
DateTimeProcessing.dll
-
Идентификационное наименование ПО
SafeValuesDataUpdate.dll
-
Идентификационное наименование ПО
SimpleVerifyDataStatuses.dll
-
Идентификационное наименование ПО
SummaryCheckCRC.dll
-
Идентификационное наименование ПО
ValuesDataProcessing.dll
ComIECFunctions.dll
Продолжение таблицы 1
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16
CE27
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F
C917
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6
E373
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056
FA4D
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F
C8AB
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C
6A39
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная
сумма)
EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644
30D5
-
Номер версии (идентификационный номер)
ПО
Цифровой идентификатор ПО (контрольная013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E
сумма) E645
Алгоритм расчета цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО – MD5
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2,3,4.
Лист № 4
Всего листов 8
Номер и
наименование ИК
1
ТОЛ 35 КТ 0,5S
Ктт=100/5
Рег.№21256-03
НАМИ-35 УХЛ1
КТ 0,5
Ктн=35000/100
Рег.№ 19813-05
СЭТ-4ТМ.03М
КТ 0,2S/0,5
Рег.№36697-08
ARIS-2803
Рег.№67864-
17
2
ТФЗМ-110Б-1У1
КТ 0,5
Ктт=600/5
Рег.№2793-71
НКФ110-83У1
КТ 0,5
Ктн=110000/100
Рег.№ 1188-84
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег.№27524-04
ARIS-2803
Рег.№67864-
17
3
ПС 110 кВ
Кукмор, ОВ
110 кВ
ARIS-2803
Рег.№67864-
17
4
ТОЛ КТ 0,5S
Ктт=150/5
Рег.№47959-11
НАМИТ-10-2
КТ 0,5
Ктн=10000/100
Рег.№ 18178-99
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег.№27524-04
СИКОН С1
Рег.№15236-
01
5
ПС 110 кВ
Сардек, В 10
кВ Т-1
ТЛМ-10 КТ 0,5
Ктт=300/5
Рег.№2473-69
-
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Рег.№27524-04
ARIS-2803
Рег.№67864-
17
6
ПС 110 кВ
Сардек, ТСН-1
ТТИ КТ 0,5S
Ктт=100/5
Рег.№28139-12
-
СЭТ-4ТМ.03
Кл.т 0,2S/0,5
Рег.№27524-04
ARIS-2803
Рег.№67864-
17
Таблица 2 – Состав ИК
ТТТНСчетчикУСПД
ПС 35 кВ
Красный Бор,
ВЛ 35 кВ
Красный Бор –
Быргында
ПС 110 кВ
Кукмор, ВЛ
110 кВ Вятские
Поляны –
Малмыж с
отпайками
ТФЗМ-110Б-1У1
КТ 0,5
Ктт=600/5
Рег.№2793-71
НКФ110-83У1
КТ 0,5
Ктн=110000/100
Рег.№ 1188-84
СЭТ-4ТМ.03
КТ 0,2S/0,5
Зав.№
Рег.№27524-04
ПС 35 кВ
Кучуково, ВЛ
35 кВ
Кучуково –
Варзи Ятчи
КТ 0,5S
Ктт=50/5
ПС 500 кВ
Щёлоков, ВЛSAS 550 КТ 0,2SVEOS КТ 0,2СЭТ-4ТМ.03МСИКОН С70
7500 кВ Ктт=2000/1 Ктн=500000/100 КТ 0,2S/0,5Рег.№28822-
Удмуртская –Рег.№25121-07Рег.№ 37113-08Рег.№36697-1205
Щёлоков
ПКУ-10 кВ,
ТОЛ-СЭЩ-10
ЗНОЛП КТ 0,5СЭТ-4ТМ.03М
8ВЛ-10 кВ ф.13Ктн=10000/100КТ 0,2S/0,5-
ПС «Пурга»
Рег.№32139-11
Рег.№ 23544-07 Рег.№36697-12
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при
условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в
таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и УССВ 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 на АИИС КУЭ как их неотъемлемая
часть.
Лист № 5
Всего листов 8
‒среднее время наработки на отказ, ч, не менее
‒среднее время восстановления работоспособности, ч
сервер:
90000
2
70000
2
35000
2
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
НомерВид
ИКэлектроэнергии
Метрологические характеристики
Границы основной Границы погрешности в
погрешности, (δ) % рабочих условиях, (δ) %
1, 4, 8
2, 3, 5
6
7
Активная ±1,1 ±2,9
реактивная ±2,8 ±4,7
Активная ±1,1 ±3,2
реактивная ±2,8 ±4,7
Активная ±0,8 ±2,8
реактивная ±2,3 ±4,6
Активная ±0,6 ±1,4
реактивная ±1,2 ±2,1
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р=0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от Iном Cos φ = 0,8инд., W
2%
Значение
8
от 98 до 102
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25
от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от -40 до +60
от -10 до +40
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
‒напряжение, % от U
ном
‒ток, % от I
ном
‒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, °С
температура окружающей среды в месте расположения 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
УССВ:
‒среднее время наработки на отказ, ч, не менее100000
‒среднее время восстановления работоспособности, ч 1
Лист № 6
Всего листов 8
Продолжение таблицы 4
Глубина хранения информации:
счетчики:
‒ тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее 113
‒ при отключении питания, лет, не менее 10
УСПД:
‒ суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее45
‒при отключении питания, лет, не менее 5
сервер:
‒хранениерезультатовизмеренийиинформации
состояний средств измерений, лет, не менее 3,5
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с ±5
Надежность системных решений:
-резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
-в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике;
-журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
-механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне;
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5
Лист № 7
Всего листов 8
ТТИ
3
СЭТ-4ТМ.03М
4
СЭТ-4ТМ.03
4
Обозначение
2
ТОЛ 35
ТЛМ-10
SAS 550
ТФЗМ-110Б-1У1
Количество, шт.
3
3
2
3
6
ТОЛ-СЭЩ-10
ТОЛ
VEOS
ЗНОЛП
НАМИ-35 УХЛ1
НАМИТ-10-2
НКФ110-83У1
3
3
3
3
2
1
3
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока измерительные
Трансформаторы тока измерительные на
номинальное напряжение 0,66 кВ
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока опорные
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Счетчики электрической энергии
многофункциональные
Контроллеры многофункциональные
Контроллеры сетевые индустриальные
Контроллеры сетевые индустриальные
Устройства синхронизации времени
Программное обеспечение
Методика поверки
Формуляр
Руководство по эксплуатации
ARIS-2803
СИКОН С1
СИКОН С70
УСВ-2
Пирамида 2.0
МП.359113.10.2019
ПФ.359113.10.2019
РЭ.359113.10.2019
3
1
1
1
1
1
1
1
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе РЭ.359113.10.2019. Часть 2. Раздел 4 «Методика
измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая
компания» ЕЭС
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
Лист № 8
Всего листов 8
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 62204-15 | Система измерительная массового расхода (массы) дизельного топлива цеха №04 ЗБ ОАО "ТАИФ-НК" | Нет данных | ЗБ ОАО "ТАИФ-НК", г.Нижнекамск | 2 года | Перейти |
| 49413-12 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "30км (Саранск)" Куйбышевской ЖД - филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Республики Мордовия | Нет данных | ОАО "Российские железные дороги" (РЖД), г.Москва | 4 года | Перейти |
| 23867-02 | Система контроля и учета электрической энергии автоматизированная | Михалюм | ООО "НПФ "Прософт-Е", г.Екатеринбург | 4 года | Перейти |
| 45622-10 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/10 кВ "Рассвет" - АИИС КУЭ ПС 220/10 кВ "Рассвет" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 42183-09 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 220/110/10 кВ "Дубники" - АИИС КУЭ ПС 220/110/10 кВ "Дубники" | Нет данных | ЗАО "Метростандарт", 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