Приложение к свидетельству № 44326
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 6
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого
учета электроэнергии – АИИС КУЭ «ПС 500 кВ Азот» с Изменением № 1.
Назначение средства измерений
Настоящее описание типа системы информационно-измерительной автоматизирован-
нойкоммерческогоучетаэлектроэнергии–АИИСКУЭ«ПС500кВАзот»
с Изменением № 1 (далее АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы ин-
формационно-измерительной автоматизированной коммерческого учета электроэнергии –
АИИС КУЭ «ПС 500 кВ Азот», свидетельство об утверждении типа RU.Е.34.033.А № 41542,
регистрационный № 45880-10, и включает в себя описание дополнительных измерительных
каналов, соответствующих точкам измерений № 14, 15.
АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии
за установленные интервалы времени, измерений времени и интервалов времени. Результаты
измерений АИИС КУЭ могут быть использованы для коммерческих расчётов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из следующих уровней:
1) Уровень измерительно-информационного комплекса (ИИК), выполняющий функ-
цию автоматического проведения измерений в точке измерений и включающий в себя:
– измерительные трансформаторы тока (ТТ);
– многофункциональные счетчики электрической энергии.
2) Уровень устройства сбора и передачи данных (УСПД) подстанции, выполняющий
функции консолидации информации по подстанции и включающий в себя:
– устройство сбора и передачи данных, обеспечивающее интерфейс доступа к уровню
ИИК;
– технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
Автоматизированный сбор и хранение результатов измерений со второго уровня,
функция подготовки и передачи отчетных документов пользователям обеспечивается инфор-
мационно-вычислительным комплексом (ИВК) МЭС Волги.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) формируется на всех уровнях
АИИС КУЭ и выполняет законченную функцию измерений текущего времени, осуществляет
привязку к координированному времени UTC, обеспечивает синхронизацию времени при
проведении измерений количества электроэнергии.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
– измерения приращений активной и реактивной электрической энергии на заданных
интервалах времени;
– измерения средних значений активной и реактивной электрической мощности на
заданных интервалах времени;
– ведение системы обеспечения единого времени.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами
в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступа-
ют на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних
значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности изме-
ряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
Результаты измерений счетчиками активной и реактивной электроэнергии собирают-
ся УСПД, где производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции.
Лист № 2
всего листов 6
В компонентах АИИС КУЭ автоматически поддерживается единое время. Время
в АИИС КУЭ постоянно синхронизируется с координированным временем UTC с помощью
устройства синхронизации системного времени (УССВ) – GPS-приемника, принимающего
сигналы глобальной системы позиционирования. Коррекция производится при отклонении
времени устройства от единого времени АИИС КУЭ на ± 1 с и более. Значение времени часов
счетчиков корректируется при каждом обмене данными с УСПД. Время в АИИС КУЭ соот-
ветствует текущему московскому времени.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД содержат значение коррекции и
времени (дата, часы, минуты) ее выполнения.
Надежность системных решений:
– резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
– резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может переда-
ваться с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий счетчика электрической энергии и УСПД фиксируются факты:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов обеспечивается механической защитой
от несанкционированного доступа и пломбированием: счетчика; промежуточных клеммников
вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; УСПД.
Программное обеспечение
Функции программного обеспечения (метрологически незначимой части):
– периодический и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений при-
ращений электроэнергии и средних значений электрической мощности с заданной дискретно-
стью учета;
– хранение результатов измерений, информации о состоянии объектов и средств из-
мерений в базе данных;
– обеспечение безопасности хранения данных и программного обеспечения;
– обеспечение ежесуточного резервирования баз данных на внешних носителях ин-
формации;
– разграничения доступа к базам данных для различных групп пользователей и фик-
сация всех действий пользователей с базой данных;
– формирование отчетных документов в согласованном формате, в том числе в XML
формате, установленном для информационного обмена между субъектами оптового рынка
электроэнергии и передачи их по электронной почте;
– предоставление пользователям регламентированного доступа к результатам измере-
ний, данным о состоянии объектов и средств измерений в виде визуальных, печатных и элек-
тронных форм;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от не-
санкционированного доступа на физическом и программном уровне;
– конфигурирование и настройка параметров функционирования технических средств
и программного обеспечения;
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств.
Лист № 3
всего листов 6
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
– автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных измене-
ний соответствует уровню C по МИ 3286-2010 и обеспечивается:
– установкой пароля на счетчик;
– установкой пароля на сервер;
– защитой результатов измерений при передаче информации (использованием элек-
тронной цифровой подписи).
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
Наименова-
ниепро-
граммного
обеспечения
Идентифи-
кационное
наимено-
вание про-
граммного
обеспече-
ния
Цифровойидентификаторпро-
граммного обеспечения (контроль-
ная сумма исполняемого кода)
adjust_time
Номер вер-
сии (иден-
тификаци-
онный но-
мер)про-
граммного
обеспече-
ния
3.00
a9b6290cb27bd3d4b62e671436cc8fd7
Алгоритм
вычисления
цифрового
идентифи-
катора про-
граммного
обеспече-
ния
md5
calculate_
comm
3.00
4cd52a4af147a1f12befa95f46bf311a
md5
md5
3.00
32bdf3539abadb35969af2ad3b82275d
md5
Модуль
управления
системным
временем
RTU-325
Расчетный
модуль пре-
образования
к именован-
ным величи-
нам RTU-325
Модуль для
расчета хэш-
сумм MD5
RTU-325
Внешний мо-
дуль для рас-
чета цифро-
вых иденти-
фикаторов
RTU-325
RTU325_
calc_
hash.7z
3.00
5ff26ad82498efba1790dbab7dcca44a
md5
Метрологические и технические характеристики
Уровень подстанции реализован на базе УСПД RTU-325 (Госреестр № 19495-03).
Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические
характеристики приведены в таблице 2.
Лист № 4
всего листов 6
Таблица 2 – Состав дополнительных измерительных каналов АИИС КУЭ и их метро-
логические характеристики
Вид элек-
трической
энергии
Погреш-
ность, %
Канал измерений
мер
Но-
Наименование
ИК
присоединения
Фаза
Обозначе-
ние
12
C
Состав измерительного канала
Класс точности,
коэффициент
Вид трансформации,
№ в Госреестре
СИ
3456
КлТ=0,5S A ТОП-0,66
ТТ Ктт=30/5 B ТОП-0,66
15174-06
C ТОП-0,66
A
ТН
–B–
ПС 500 кВ Азот
ОАО «Евротел»
14Панель №31
(I С.Ш.)
7
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
8
δ
1.а.о
= ± 1,3;
δ
2.а.о
= ± 1,0;
δ
1.р.о
= ± 2,0;
δ
2.р.о
= ± 1,6;
δ
1.а.р
= ± 1,5;
δ
2.а.р
= ± 1,3;
δ
1.р.р
= ± 2,8;
δ
2.р.р
= ± 2,5.
B
ПС 500 кВ Азот
ОАО «Евротел»
15Панель №42
(II С.Ш.)
Счет-КлТ=0,2S/0,5EA02RAL-P4B-
чик 16666-07 4W
КлТ=0,5SAТОП-0,66
ТТКтт=30/5BТОП-0,66
15174-06
CТОП-0,66
A
ТН
–
C
–
Счет-КлТ=0,2S/0,5EA02RAL-P4B-
чик 16666-07 4W
– активная
прямая;
– активная
обратная;
– реактивная
прямая;
– реактивная
обратная
δ
1.а.о
= ± 1,3;
δ
2.а.о
= ± 1,0;
δ
1.р.о
= ± 2,0;
δ
2.р.о
= ± 1,6;
δ
1.а.р
= ± 1,5;
δ
2.а.р
= ± 1,3;
δ
1.р.р
= ± 2,8;
δ
2.р.р
= ± 2,5.
В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности
при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:
δ
1.а.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-
ской энергии при I = 0,1·I
ном
для cosφ = 0,8;
δ
2.а.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-
ской энергии при I = I
ном
для cosφ = 0,8;
δ
1.р.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электри-
ческой энергии при I = 0,1·I
ном
для sinφ = 0,6;
δ
2.р.о
– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электри-
ческой энергии при I = I
ном
для sinφ = 0,6;
δ
1.а.р
– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энер-
гии в рабочих условиях применения при I = 0,1·I
ном
для cosφ = 0,8;
δ
2.а.р
– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энер-
гии в рабочих условиях применения при I = I
ном
для cosφ = 0,8;
δ
1.р.р
– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-
гии при в рабочих условиях применения I = 0,1·I
ном
для sinφ = 0,6;
δ
2.р.р
– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-
гии в рабочих условиях применения при I = I
ном
для sinφ = 0,6.
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на подстанции порядке. Акт хранится
совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени в счетчиках до-
бавленных измерительных каналов ± 5 с.
Лист № 5
всего листов 6
Нормальные условия применения компонентов дополнительных измерительных ка-
налов:
– температура окружающего воздуха, °С:
для ТТ от минус 40 до + 50;
для счетчиков от 21 до 25;
– допускаемое отклонение напряжения питающей сети переменного тока, %± 1;
– допускаемое отклонение частоты питающей сети переменного тока, % ± 0,3;
– индукция внешнего магнитного поля (для счетчиков), мТл не более 0,05.
Рабочие условия применения компонентов добавленных измерительных каналов:
– температура окружающего воздуха, °С:
для ТТ от минус 30 до +40;
для счетчиков от минус 10 до +40;
– допускаемое отклонение напряжения питающей сети переменного тока, %± 10;
– частота питающей сети, Гцот 49 до 51
– индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл от 0 до 0,5
Параметры надежности применяемых АИИС КУЭ измерительных компонентов:
– счетчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ: не менее
50 000 ч; среднее время восстановления работоспособности 48 ч;
– УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 40 000 ч, среднее время восста-
новления работоспособности 1 ч.
Глубина хранения информации:
– счетчик электроэнергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлени-
ях не менее 100 суток; при отключении электрического питания не менее 5 лет при 25 ºС,
– ИВКЭ – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления
по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу при отключении пита-
ния – не менее 3 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место
нанесения – вверху, справа) эксплуатационной документации на систему автоматизирован-
ную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ.
Комплектность средства измерений
В комплект добавленных измерительных каналов АИИС КУЭ входят технические
средства, представленные в таблице 3.
Таблица 3 – Технические средства добавленных измерительных каналов.
№НаименованиеОбозначениеКол-во
1 Трансформатор тока
2 Счётчик электрической энергии
ТОП-0,66 6
EA02RAL-P4B-4W 2
Поверка
осуществляется по документу МП 45880-11 «Система информационно-измерительная автома-
тизированная коммерческого учета электроэнергии – АИИС КУЭ «ПС 500 кВ Азот» с Изме-
нением № 1. Методика поверки», утверждённым руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский
ЦСМ» 17.10.2011 г.
Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:
– мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измере-
ний угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 º. Пределы допускаемой относительной
погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 %
Лист № 6
всего листов 6
(в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности
измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне изме-
рений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты
± 0,02 Гц;
– радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со
шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ «ПС 500 кВ
Азот». № ФР.1.34.2010.09055 в Федеральном информационном фонде.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
1 ГОСТ 22261-94 Cpeдcтвa измepeний элeктpичecкиx и мaгнитныx вeличин. Oбщиe
тexничecкиe уcлoвия.
2 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения
Рекомендации по областям применения в сферах государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ЗАО «НЭС»
241520, Брянская обл., Брянский район, с. Супонево, ул. Фрунзе, 32А
Телефон: (4832) 92-13-89, 92-13-49, Факс: (4832) 92-25-11, E-mail:
Испытательный центр
ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный
центр стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский
ЦСМ»)
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20;
Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail:
Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Госу-
дарственном реестре средств измерений под № 30033-10.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ. Р. Петросян
М.п.«___» _______________ 2011 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.