Untitled document

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электроэнергии подстанции 750/500/110/10 кВ «Белый Раст» в части

присоединений энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и ООО

«Строительство Коммуникации Сервис»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии подстанции 750/500/110/10 кВ «Белый Раст» в части присоединений

энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и ООО «Строительство Коммуникации

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

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

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюмногоуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией

измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие

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

счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки

(ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства

приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия

между уровнями системы, коммутационное оборудование.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ЕНЭС

(регистрационный номер 59086-14), включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД)

Исполнительного аппарата (ИА) и филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра, устройство

синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ),

каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ не имеет модификаций. Доступ к элементам и средствам измерений АИИС

КУЭ огранчен на всех уровнях при помощи механических и программных методов и способов

защиты.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер

АИИС КУЭ, заводские номера средств измерений уровней ИИК и ИВКЭ, идентификационные

обозначения элементов уровня ИВК указаны в формуляре.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих основных функций:

– автоматическое измерение тридцатиминутных приращений активной и реактивной

электрической энергии;

– автоматическое измерение средних на тридцатиминутных интервалах времени

значений активной и реактивной электрической мощности;

– периодический (каждые 30 мин или два раза в сутки для каналов сотовой связи)

и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений приращений электрической

энергии и средней мощности с заданной дискретностью и данных о состоянии средств

измерений;

Лист № 2

Всего листов 8

– хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и данных о состоянии средств

измерений АИИС КУЭ в базе данных сервера, отвечающей требованию повышенной

защищенности от потери информации (резервирование) и от несанкционированного доступа;

– УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по

каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток;

сохранение информации при отключении питания – не менее 5 лет;

– хранение в счетчиках тридцатиминутных приращений электрической энергии в двух

направлениях не менее 45 суток, а при отключении питания – не менее 10 лет;

– формирование, ведение и хранение журнала событий АИИС КУЭ;

– формирование и передача в автоматическом режиме отчетных документов в центры

сбора информации, в том числе осуществление сервером обмена информацией с ИВК смежных

АИИС КУЭ в виде макетов файлов в xml-формате;

– обеспечение защиты с использованием электронной цифровой подписи при передаче

измерительной информации в центры сбора;

– предоставление пользователям и персоналу, эксплуатирующему АИИС КУЭ,

регламентированного доступа к результатам измерений и данным о состоянии средств

измерений АИИС КУЭ;

– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных АИИС КУЭ

от несанкционированного доступа на аппаратном (пломбирование счетчиков, испытательных

коробок, механическая защита шкафа сервера АИИС КУЭ) и программном уровне

(авторизация пользователей, регистрация событий в журнале);

– диагностика, мониторинг функционирования, конфигурирование и настройка

параметров технических и программных средств АИИС КУЭ;

– ведение системы обеспечения единого времени АИИС КУЭ.

Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными

трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи

поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии.

Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного

аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений

величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и

передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллера. Микроконтроллер по

выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период

сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности в каждой фазе сети,

производитихкоррекцию поамплитуде,фазе и температуре. Счетчикиимеют

жидкокристаллический индикатор для отображения учетной энергии и измеряемых величин.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств

измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по цифровому

интерфейсу RS-485.

ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра автоматически опрашивает УСПД

уровня ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется по основному каналу связи - волоконно-оптической

линии связи (далее – ВОЛС). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по

резервному каналу телефонной линии связи.

В ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра информация о результатах

измерений автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по

каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на

«жестком» диске.

Лист № 3

Всего листов 8

В автоматическом режиме ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС опрашивает ЦСОД филиала ПАО

«ФСК ЕЭС» - МЭС Центра по протоколу TCP/IP по единой цифровой сети связи энергетики

(ЕЦССЭ) – один раз в 30 минут. ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС осуществляет соединение и получение

данных с ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра.

В ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС информация о результатах измерений автоматически

формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.

Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Один раз в сутки ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС автоматически формирует файл отчета с

результатами измерений при помощи специализированного программного обеспечения

автоматизированнойинформационно-измерительнойсистемыкоммерческогоучета

электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту - СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), в

формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему

управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и всем заинтересованным

организациям-участникам ОРЭ, через IP сеть передачи данных ПАО «ФСК ЕЭС», с доступом в

глобальную компьютерную сеть Internet.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии

и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод

передачи данных.

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В состав ИВК входит УССВ

«Радиосервер точного времени РСТВ-01» (регистрационный номер 40586-12),которое

обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора ИВК с

национальной шкалой координированного времени UTC (SU).

Синхронизация часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с часами

сервера сбора ИВК более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.

В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут

УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической

энергии, и, в случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию

текущего времени в счетчиках электрической энергии.

Программное обеспечение

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного

в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПОСПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)

Номер версии (идентификационный номер) ПО 1.0.0.4

Цифровой идентификатор ПО26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218

Другие идентификационные данные DataServer.exe, DataServer_USPD.exe

Защитапрограммногообеспечения«Метроскоп» обеспечиваетсяприменением

электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого

носителя.

Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4

Всего листов 8

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики

приведены в таблицах 2, 3, 4, 5.

Таблица 2 – Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ

Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ

Номер Наименование

ИКприсоединения

Вид СИ

Фаза

Обозначение,Рег. № вКлассКоэффициент

тип ФИФ ОЕИ точности трансформации

фидер

ПС

ТТ

750/500/100/10

кВ Белый Раст,

ЗРУ-2 10 кВ,

VI c. 10 кВ, яч.

513, ОЛ 10 кВ,

АТОЛ-СЭЩ-10

51623-120,5S

400/5

ТН

54371-130,5

10000:√3/

100:√3

В ТОЛ-СЭЩ-10

С ТОЛ-СЭЩ-10

3хЗНОЛ-СЭЩ-

A1805RALXQ-P4GB-

DW-4

31857-200,5S/1

–

Вертикаль 5

Счетчик

УСПД

RTU-325L

37288-08–

–

АТОЛ-СЭЩ-10

51623-120,5S

400/5

54371-130,5

10000:√3/

100:√3

В ТОЛ-СЭЩ-10

С ТОЛ-СЭЩ-10

3хЗНОЛ-СЭЩ-

ПС

ТТ

750/500/100/10

кВ Белый Раст,

2 ЗРУ-2 10 кВ,

ТН

VI c. 10 кВ, яч.

512, ОЛ 10 кВ,

фидер СКС 1

Счетчик

A1805RALXQ-P4GB-

DW-4

31857-200,5S/1

–

УСПД

RTU-325L

37288-08–

–

АТОЛ-СЭЩ-10

51623-120,5S

400/5

28404-040,5

10000:√3/

100:√3

ПС

ТТ

750/500/100/10

кВ Белый Раст,

3ЗРУ-2 10 кВ, V

ТН

c. 10 кВ, яч.

612, ОЛ 10 кВ,

фидер СКС 2

Счетчик

ВТОЛ-СЭЩ-10

СТОЛ-СЭЩ-10

А GSES-12D

В GSES-12D

С GSES-12D

A1805RALXQ-P4GB-

DW-4

31857-200,5S/1

–

УСПД

RTU-325L

37288-08–

–

Примечания:

1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии и УСПД на

аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

приведенных в таблице 2, при условии, что ПАО «ФСК ЕЭС» не претендует на улучшение

указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2 Замена оформляется актом в установленном порядке в ПАО «ФСК ЕЭС», который хранится

совместно с описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Лист № 5

Всего листов 8

Таблица 3 – Метрологические характеристики ИК при измерении активной электроэнергии

Номера ИК, классы

точности СИ в составеcosφ

ИК

Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при

измерении активной электрической энергии и средней

мощности

для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона

2(1*)

≤ I < I

100

≤ I ≤ I

120

1 – 3

КТ ТТ 0,5S;

КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 0,5S

, %δ

ру

, %

1,0±2,1 ±2,4

0,8±2,7 ±3,0

, % δ

ру

, %

±1,2 ±1,7

±1,7 ±2,2

, % δ

ру

, % δ

ру

, %

±1,0 ±1,6 ±1,0 ±1.6

±1,3 ±1,9 ±1,3 ±1,9

0,5±4,9±5,1

±3,1±3,4

±2,3±2,7±2,3±2,7

Примечания:

1 I

2(1)

, I

100

и I

120

– значения первичного тока, соответствующие 2 (1), 5, 20, 100 и 120 % от

номинального значения I

;

2 (1*) – границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении активной

электрической энергии и средней мощности для коэффициента мощности cosφ, равного 1,

нормируется в диапазоне первичного тока I

≤ I < I

;

3 δ

– границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении

электрической энергии и средней мощности;

4 δ

ру

– границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях

эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности;

5 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая);

6 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной

погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК при измерении реактивной электроэнергии

Номера ИК, классы

точности СИ в составе ИК

sinφ

Границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при

измерении реактивной электрической энергии и средней

мощности

для диапазона для диапазона для диапазона для диапазона

≤ I < I

100

≤ I ≤ I

120

1 – 3

КТ ТТ 0,5S; КТ ТН 0,5;

КТ счетчика 1,0

, %

0,6±4,1

ру

, % δ

ру

, %

±5,2 ±2,8 ±4,2

, % δ

ру

, %

±2,1 ±3,7

, % δ

ру

, %

±2,1 ±3,7

0,87±2,7

±4,0±1,9±3,5

±1,5±3,4

Примечания:

1 I

, I

100

и I

120

– значения первичного тока, соответствующие 2, 5, 20, 100 и 120 % от

номинального значения I

;

2 δ

–границы основной относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении

электрической энергии и средней мощности;

3 δ

ру

– границы относительной погрешности ИК АИИС КУЭ в рабочих условиях

эксплуатации при измерении электрической энергии и средней мощности;

4 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая);

5 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной

погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов

АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с.

Лист № 6

Всего листов 8

от 98 до 102

от 100 до 120

от 49,85 до 50,15

0,9

от +15 до +25

от 30 до 80

Значение

от 90 до 110

от 1 до 120

от 0,5

инд

. до 0,8

емк

от 49,6 до 50,4

от -40 до +50

от +10 до +35

от 75 до 98

0,5

220±10

50,0±0,2

400000

120000

100000

45000

Таблица 5 – Основные технические характеристики

Наименование характеристики ИК

Нормальные условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от U

ном

ток, % от I

ном

частота, Гц

коэффициент мощности cos



температура окружающей среды, °С

относительная влажность воздуха при +25



С, %

Рабочие условия применения:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном;

коэффициент мощности

частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды для счетчиков, УСПД, °С

относительная влажность воздуха при +25



С, %

индукция магнитного поля внешнего происхождения, мТл, не более

Параметры электрического питания средств приёма-передачи данных:

напряжение переменного тока, В

частота переменного тока, Гц

Среднее время наработки на отказ компонентов АИИС КУЭ, ч, не менее:

измерительных трансформаторов тока

измерительных трансформаторов напряжения

счетчиков Альфа А1800

УСПД RTU-325L

сервера

Глубина хранения информации:

Счетчики:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

УСПД:

Суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии,

потребленной за месяц, сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее

ИВК:

хранение результатов измерений и информации состояний средств

измерений, лет, не менее

Среднее время восстановления АИИС КУЭ, не более, ч

Средний срок службы АИИС КУЭ, не менее, лет

3,5

Надежность системных решений:

резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;

резервирование каналов связи: информация орезультатах измеренийможет

передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

параметрирования;

Лист № 7

Всего листов 8

пропадания напряжения;

коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчиков электроэнергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД.

наличие защиты на программном уровне:

пароль на счетчиках электроэнергии;

пароль на УСПД;

пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным

для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено. Знак

утверждения типа наносится на титульный лист паспорта-формуляра печатным способом.

Комплектность средства измерений

Альфа А1800

3 шт.

Обозначение

ТОЛ-СЭЩ-10

3хЗНОЛ-СЭЩ-10

GSES-12D

Количество

9 шт.

2 шт.

3 шт.

Таблица 4 - Комплектность средства измерений

Наименование

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии трехфазный

многофункциональный

Устройство сбора и передачи данных

Радиосервер точного времени

Формуляр

RTU-325L

РСТВ-01

Т00410-E001-160.ФО

1 шт.

1 экз.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием

системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электроэнергии подстанции 750/500/110/10 кВ «Белый Раст» в части присоединений

энергопринимающих устройств ООО «Вертикаль» и ООО «Строительство Коммуникации

Сервис».

Аттестована ФБУ «Ростест-Москва», регистрационный номер RA.RU 311703 в Реестре

аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания