Приложение к свидетельству № 44161
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
всего листов 13
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Роза - Хутор»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Роза – Хутор» (далее АИИС КУЭ) предна-
значена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности выработанной и
потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объекта-
ми ПС-110 кВ «Роза - Хутор», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и
отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммер-
ческих расчетов.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
-
измерение 30, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-
измерение календарного времени и интервалов времени;
-
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к
единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с задан-
ной дискретностью учета (30 мин., 60 мин., 1 день, 1 месяц);
-
перезапуск АИИС КУЭ;
-
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных)
и от несанкционированного доступа;
-
передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информацион-
ного обмена с ПС-110 кВ «Роза - Хутор» – участникам оптового рынка электроэнергии;
-
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о
состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников опто-
вого рынка электроэнергии;
-
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
-
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ;
-
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
-
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения и состоит из 13-ти
информационно-измерительных каналов (далее – ИИК ТУ), измерительно-вычислительного
комплекса (далее ИВК).
Перечень информационно-измерительных каналов точек учета, входящих в состав
АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования ввода, типов
и классов точности средств измерений, входящих в состав ИК, номера регистрации в Госу-
дарственном реестре средств измерений представлены в таблице 1.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – «уровень измерительного комплекса точки учета» (уровень ИК), вы-
полняющий функцию измерений и включающий в себя измерительные трансформаторы тока
(ТТ) класса точности 0,2S
;
0,5S и 0,5 по 7746-2001, измерительные трансформаторы напря-
жения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983-2001, вторичные цепи и счетчики актив-
ной и реактивной электроэнергии типа «АЛЬФА А1800» класса точности 0,2S и 0,5S по
ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в
Лист № 2
всего листов 13
части реактивной электроэнергии), установленных на объектах ПС-110 кВ «Роза - Хутор» и
соответствующие связующие компоненты.
2-й уровень – «уровень информационно-вычислительного комплекса» (ИВКЭ) АИИС
КУЭ, представляет собой совокупность функционально объединенных программных и техни-
ческих средств, предназначенных для решения задач сбора и обработки результатов измере-
ний, диагностики состояний средств и объектов в пределах одной электроустановки.
Уровень ИВКЭ включает в себя
-
аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи и специализиро-
ванное программное обеспечение (ПО) Альфа Центр АС_РЕ_40;
-
УСПД типа RTU – 325T-E2-M4-B8, предназначенное для накопления, обработки ин-
формации, поступающей удаленным способом с уровня ИИК ТУ (счетчики) и формирования
данных для передачи в автоматическом режиме на вышестоящий уровень;
-
устройство синхронизации системного времени (УССВ);
-
автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), выполняющий
функции обработки, хранения результатов измерений, диагностики состояний средств изме-
рений (СИ) и включающий в себя одно автоматизированное рабочее место персонала (далее -
АРМ) АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза – Хутор», каналообразующую аппаратуру, сервер базы
данных АИИС КУЭ (далее – сервер БД). Функции сервера ИВК выполняет ЦСОД филиала
ОАО «ФСК ЕЭС» - Кубанское ПМЭС и ЦСОД АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС
Юга.
Уровень ИК представляет собой функционально объединенную и территориально ло-
кализованную совокупность программно-технических средств учета электроэнергии.
На данном уровне формируются и преобразуются сигналы, содержащие количествен-
ную информацию об измеряемых величинах, реализуются вычислительные и логические опе-
рации, предусмотренные процессом измерений. Первичные фазные токи и напряжения транс-
формируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, ко-
торые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счет-
чика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобра-
зуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряже-
ния в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощ-
ности, реактивная мощность вычисляется по значениям активной и полной мощности. Элек-
трическая энергия, как интеграл по времени от мгновенной мощности, вычисляется для 30-
минутных интервалов времени.
В состав ИК входят измерительные трансформаторы тока и напряжения, измеритель-
ные цепи, а также счетчики, в совокупности образующие сложный измерительный канал, сиг-
налы с выхода которого используются для получения результатов косвенных, совокупных или
совместных измерений электрической энергии по всем точкам учета, задействованным в АИ-
ИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Хутор».
Информационный обмен между уровнями ИИК ТУ и ИВКЭ осуществляется по выде-
ленному каналу связи, организованному по интерфейсу RS-485. Основной канал связи между
уровнем ИВКЭ и ИВК осуществляется по волоконно-оптической линии связи ОАО «ФСК
ЕЭС», а резервный по выделенному спутниковому каналу.
Передача информации в организации – участники ОРЭ, осуществляется от сервера БД
по внешнему каналу связи: основному и резервному. Основной канал связи организован через
интернет-провайдера, резервный - по коммутируемому каналу стандарта GSM900/1800 регио-
нального оператора сотовой связи.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВКЭ (УСПД), где
осуществляется обработка измерительной информации – перевод числа импульсов в имено-
ванные величины кВт∙ч,(квар∙ч), умножение измеренного счётчиками количества электро-
энергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее
накопление и передачу накопленных данных на сервер БД (АРМ).
Лист № 3
всего листов 13
Активная
реактивная
Активная
реактивная
Активная
реактивная
Активная
реактивная
RTU325L-
E2-M-B8-IN-
D
№ 005314
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дату, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректи-
руемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий коррек-
тировке.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), на базе
устройства синхронизации времени Метроника-235, принимающего сигналы точного времени
от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации вре-
мени обеспечивает коррекцию и поддержание системного времени информационно-
вычислительных компонентов на всех уровнях АИИС КУЭ (счетчик, УСПД, сервер) по еди-
ному астрономическому времени, реализуемому во время сеансов связи между уровнями
.
Корректировка времени уровня ИВК производится один раз в час при рассогласовании более
±2с. Уровень ИВК (сервер) осуществляет коррекцию времени счетчиков, сличение времени
осуществляется при каждом сеансе связи (допустимое рассогласование не превышает ± 2с).
Допустимая погрешность измерений календарного времени системы ± 5с.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-
троэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов органи-
зации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр».
Таблица 1 – Состав измерительных каналов и метрологические характеристики
измерительных компонентов
№№ ИК,Состав измерительного канала
наименова-УСПД,Вид элек-
ние присое- ТТ ТН Счетчик УССВ троэнергии
динений
12
5
6
34
ПС-110 кВ «Роза- Хутор»
/100/√3
КТ=0,2;
A1802RAL-
VDGW2-110X
Ктн=110000/√3
P4GB-DW-4
Кл.т.0,2S/0,5
№D700752А
№01204736
VDGW2-110X A1802RAL-
Ктн=110000/√3 P4GB-DW-4
/100/√3Кл.т.0,2 S/0,5
КТ=0,2;№01204737
№ D700573А
ф. "РП1
№ 10857-09
10
КТ=0,5;
НАЛИ-СЭ
Щ
-
A1805RАL-
P4GB-DW-4
Кт=10000/100
Кл.т.0,5S/1,0
№ 00232-09
№01204740
ИК № 7
Ктт=200/5
CTIG-110
КЛ-110 кВКтт = 250/5
W2G ПС По-к.т.0,2S
селковая № 053958
ИК № 1№ 053959
№ 053960
CTIG-110
КЛ-110 кВ Ктт =250/5
W3G ПС Кл.т. 0,2S
Мзымта № 053961
ИК № 2 № 053957
№ 053956
ТОЛ-СЭЩ-10
КТ=0,5S;
(I секция)"
Ктт=600/5;
ИК № 5
№ 11376-09
№ 35329-08
ТОЛ-СЭЩ-10
ф. "ТП18
КТ=0,5S;
(I секция)"
№ 04772-09
№ 05409-09
№ 10612-09
10
КТ=0,5;
НАЛИ-СЭЩ-
A1805RАL-
P4GB-DW-4
Кт
Н
=10000/100
К
Т
=0
,
5S/1;
№ 00232-09
№ 01204742
ф. Ячейка 21
Резерв
ИК № 8
ТОЛ-СЭЩ-10
КТ=0,5S;
Ктт=1000/5
№ 10666-09
НАЛИ-СЭЩ-
10
КТ=0,5;
Кт=10000/100
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1;
№ 01204743
УССВ
№005932
Активная
реактивная
Лист № 4
всего листов 13
ф. "РП2
(I секция)"
ИК№ 9
НАЛИ-СЭЩ-
10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00232-09
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1;
№ 01204744
Активная
реактивная
ф. "РП2
(II секция)"
ИК № 10
НАЛИ-СЭЩ-
10
КТ=0,5;
Кт=10000/100
№ 00203-09
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1;
№ 01204745
Активная
реактивная
Хоз. .нужды
ИК № 11
─
A1805RL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1;
№ 01204751
Активная
реактивная
ф. "ТП18
(II секция)"
ИК № 12
НАЛИ-СЭЩ-
10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00203-09
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1;
№ 01204746
Активная
реактивная
ф."Сноуборд
парк"
ИК № 13
НАЛИ-СЭЩ-
10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00203-09
A1805RL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1;
№ 01204747
ф. "РП1
(II секция)"
ИК № 14
АЛИ-СЭЩ-10
КТ=0,5;
Кт
Н
=10000/100
№ 00203-09
A1805RLQ-
P4GB-DW-4
Кл.т.0,5S/1,0
№ 01204748
Активная
реактивная
ТСН-1
ИК № 15
─
A1805RLP4
GB-DW-4
Кл.т.0,5S/1,0
№01204749
Активная
реактивная
ТСН-2
ИК № 16
─
A1805RАL-
P4GB-DW-4
КТ=0,5S/1
№ 01204750
УССВ
№005932
Активная
реактивная
1
4
56
3
№ 00203-09
2
№ 10779-09
№ 10782-09
ТОЛ-СЭЩ-10
КТ=0,5S;
Ктт=1000/5
№ 10549-09
№ 10550-09
№ 10568-09
ТОЛ-СЭЩ-10
КТ=0,5S;
Ктт=1000/5
№ 10578-09
№ 10621-09
№ 10794-09
TAR - 3D
КТ= 0,5;
Ктт=250/5
№ 54102
№ 54087
№ 054043
ТОЛ-СЭЩ-10
КТ=0,5S;
Ктт=200/5
№ 10783-09
№10784-09
№ 10790-09
ТОЛ-СЭЩ-10
КТ=0,5S;
Ктт=200/5
№ 10791-09
№10792-09
№ 10806-09
ТОЛ-СЭЩ-10
КТ=0,5S;
Ктт=600/5
№ 35378-08
№35393-08
№ 43556-08
TAR - 3D
КТ=0,5;
Ктт=400/5;
№ 81808
№ 81809
№ 81810
TAR - 3D
КТ= 0,5;
Ктт=400/5
№ 81811
№81812
№81819
RTU325L-
Активная
E2-M-B8-IN-
реа
к
т
и
вная
D
№ 005314
Лист № 5
всего листов 13
Общий вид основных составных частей АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Роза – Хутор»
Лист № 6
всего листов 13
Программное обеспечение
В составе информационно-вычислительного комплекса используется программный
продукт «Альфа Центр» производства ООО «Эльстер Метроника», г. Москва.
Программное обеспечение АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза Хутор» состоит из следующих
уровней:
-
уровень программного обеспечения счётчиков «АЛЬФА А1800» (ПО «Metercat (Al-
phaPlus W 2.1)»);
-
уровень программного обеспечения УСПД серии RTU-325Т (ОС «QNX 4»);
-
уровень программного обеспечения АРМа (ОС Windows XP Russian, ПО «Альфа
ЦЕНТР» - АС_РЕ_40, прикладное ПО).
Основными компонентами структурной схемы программного обеспечения АИИС КУЭ
ПС-110 кВ «Роза Хутор» являются:
-
«Альфа ЦЕНТР» – выполняет основные функции: автоматический параллельный
опрос до сорока счетчиков серии «АЛЬФА А1800» и УСПД с использованием различных ти-
пов каналов связи и коммутационного оборудования, накопление информации в базе данных,
расчет электроэнергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каж-
дой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графиче-
ском виде, защита данных от несанкционированного доступа;
-
«Альфа ЦЕНТР Коммуникатор» – используется для описания в базе данных схем
сбора данных со счетчиков электроэнергии и(или) УСПД, для ручного ( тестового) опроса
устройств и управления автоматическими службами сбора и передачи данных Альфа ЦЕНТР;
-
«Альфа ЦЕНТР Диагностика» – предназначен для автоматического мониторинга
работы ПО «Альфа ЦЕНТР РЕ»;
-
«Альфа ЦЕНТР Утилиты» – используется для создания резервных копий базы дан-
ных программы «Альфа ЦЕНТР», для просмотра служебной информации о HASP-ключе, со-
стоянии базы данных, состоянии сервера и т.д;
-
«Metercat (Alphalus W 2.1)» – предназначен для программирования и считывания
информации об энергопотреблении со счетчиков электроэнергии «АЛЬФА А1800»;
-
«Альфа ЦЕНТР Laptop» - предназначено для опроса счетчиков или УСПД с ис-
пользованием переносного компьютера через оптопорт счетчика или мультиплексор для по-
следующего импорта в центральную БД.
ПО АС_РЕ_40 идентифицируется посредством чтения HASP-ключа Аладдин 5-ой
версии с помощью программы Альфа Центр Утилиты. ПО «Альфа-Центр». Защита ПО от не-
санкционированного доступа, на программном и логическом уровнях, реализуется за счет
многоуровневых паролей доступа, при этом для каждого пользователя устанавливаются имена
и пароли, соответствующие их правам и ролям.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 2
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
Наимено- Наименованиепро- Наименова- Номер версии ЦифровойАлгоритм
ваниеграммного модуля (иден- ние файлапрограммного идентифика-вычисле-
про-тификационное наимено-обеспеченияторпро- ния цифро-
граммно- ваниепрограммного граммногового иден-
го обес- обеспечения) обеспечениятификатора
печения (контрольнаяпрограмм-
сумма испол- ного обес-
няемого кода) печения
1
ПО
«Альфа-
ЦЕНТР»
2
Программа –планиров-
щик опроса и передачи
данных (стандартный ка-
талог для всех модулей
C:\alphacenter\exe)
3
Amrserver.
exe
4
АС_РЕ_40
BD 4.05.01.05
56
6528 MD5
ID 17 39 83 94
80
Лист № 7
всего листов 13
56
1234
драйвер ручного опроса Amrс.exe
счетчиков и УСПД
драйвер автоматического Amra.exe
опросасчетчикови
УСПД
драйвер работы с БДCdbora2.dll
Библиотека шифрования encryptdll.dll
пароля счетчиков A1800
библиотекасообщений alphamess.dll
планировщика опросов
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответст-
вует уровню «С» согласно МИ 3286-2010.
От 5 до 20, В А
От 3,75 до 10, В А
От 12,5 до 50, В А
От 50 до 200, В А
Метрологические и технические характеристики
Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Ху-
тор» приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ ПС-110 кВ
«Роза - Хутор»
Наименование характеристикиЗначение
Число измерительных каналов АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Хутор» 13
Абсолютная погрешность измерения календарного времени ± 5, с
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 1; 2, 11 От 2,5 до 300, А
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 5, 14 От 6 до 720, А
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 9, 10 От 10 до 1200,А
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 7, 8, 12, 13 От 2 до 240,А
Диапазон первичного тока (I1) для ИК № 15, 16 От 20 до 480,А
Диапазон первичного напряжения (U1) для ИК № 1- 2 От 99000/√3 до
121000/√3, В
Диапазон первичного напряжения (U1) для ИК № 11, 15, 16От 342 до 418,В
Диапазон первичного напряжения (U1) для ИК № 5, 7-10, 12-14 От 9000 до 1000, В
Диапазон вторичного напряжения (U2) для ИК № 1- 2. От 90/√3 до 110/√3, В
Диапазон вторичного напряжения (U2) для ИК №5, 7-10, 12-14 От 90 до 110,В
Нагрузка ТТ для ИК № 1-2; при номинальной мощности вторичной
нагрузки 20 ВА и cos φ2 = 0,8
Нагрузка ТТ для ИК №5, 7-16; при номинальной мощности вторич-
ной нагрузки 10 ВА и cos φ2 = 0,8,
Нагрузка ТН для ИК №1-2 при номинальной мощности вторичной
нагрузки 50 ВА и cos φ2 = 0,8
Нагрузка ТН для ИК № 5, 7-10, 12-14 при номинальной мощности
вторичной нагрузки 200 ВА и cos φ2 = 0,8
Коэффициент мощности cos φОт 0,5 до 1,0
δ
wp
(δ
pp
) ИК № 1, 2 в рабочих условиях эксплуатации
cos φ
1,00,90,80,5
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном±1,0---
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном±0,9 ±1,0 ±1,1 ±1,8
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном±0,5 ±0,6 ±0,7 ±1,3
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
±0,4 ±0,5 ±0,6 ±1,0
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
±0,4 ±0,5 ±0,6 ±1,0
в
то
ч
к
е
ди
а
п
а
зон
а
п
ер
ви
ч
н
о
г
о
ток
а
се
ти
:
I
1
=
1,
2
•
I
но
м±0,4 ±0,5 ±0,6 ±1,0
Лист № 8
всего листов 13
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
Наименование характеристики
δ
wq
(δ
pq
) ИК № 1, 2 в рабочих условиях эксплуатации
δ
wp
(δ
pp
) ИК № 1, 2 в нормальных условиях эксплуатации
δ
wq
(δ
pq
) ИК № 1, 2 в нормальных условиях эксплуатации
δ
wp
(δ
pp
) ИК 5, 7-10, 12-14 в рабочих условиях эксплуатации
δ
wq
(δ
pq
) ИК № 5, 7-10, 12-14 в рабочих условиях эксплуатации
δ
wp
(δ
pp
) ИК 5, 7-10, 12-14 в нормальных условиях эксплуатации
Значение
sin φ
0,9 0,6
─ ─
±1,5 ±2,1
±0,9 ±1,3
±0,7 ±0,9
±0,7 ±0,9
±0,7 ±0,9
cos φ
1,00,90,80,5
±1,0 ─ ─ ─
±0,9 ±1,0 ±1,1 ±1,8
±0,5 ±0,6 ±0,7 ±1,2
±0,4 ±0,5 ±0,5 ±0,5
±0,4 ±0,5 ±0,5 ±0,5
±0,4 ±0,5 ±0,5 ±0,5
sin φ
0,9 0,6
─ ─
±1,5 ±1,3
±0,9 ±4,7
±0,7 ±0,9
±0,7 ±0,9
±0,7 ±0,9
cos φ
1,00,90,80,5
±2,1 ─ ─ ─
±1,9 ±2,3 ±2,8 ±4,9
±1,2 ±1,5 ±1,8 ±3,2
±1,0 ±1,2 ±1,4 ±2,4
±1,0 ±1,2 ±1,4 ±2,4
±1,0 ±1,2 ±1,4 ±2,4
sin φ
0,9 0,6
─ ─
±3,4 ±5,1
±2,2 ±3,1
±1,6 ±2,2
±1,6 ±2,2
±1,6 ±2,2
cos φ
1,00,90,80,5
±2,1 ─ ─ ─
±1,9 ±2,3 ±2,7 ±4,9
±1,1 ±1,4 ±1,7 ±3,0
±1,0 ±1,1 ±1,3 ±2,2
±1,0 ±1,1 ±1,3 ±2,2
±1,0 ±1,1 ±1,3 ±2,2
Лист № 9
всего листов 13
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,01•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,02•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,05•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 0,2•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,0•Iном
в точке диапазона первичного тока сети: I1 = 1,2•Iном
Наименование характеристики
δ
wq
(δ
pq
) ИК № 5, 7-10, 12-14 в нормальных условиях эксплуатации
δ
wp
(δ
pp
) ИК № 11, 15, 16 в рабочих условиях эксплуатации
δ
wq
(δ
pq
) ИК № 11, 15, 16 в рабочих условиях эксплуатации
δ
wp
(δ
pp
) ИК № 11, 15, 16 в нормальных условиях эксплуатации
δ
wq
(δ
pq
) ИК № 11,15,16 в нормальных условиях эксплуатации
Значение
sin φ
0,9 0,6
─ ─
±3,2 ±4,9
±2,0 ±2,9
±1,5 ±2,1
±1,5 ±2,0
±1,5 ±2,0
cos φ
1,0 0,9 0,8 0,5
±1,8 ±2,3 ±2,9 ±5,4
±1,1 ±1,3 ±1,6 ±2,8
±0,9 ±1,0 ±1,2 ±2,0
±0,9 ±1,0 ±1,2 ±2,0
sin φ
0,9 0,6
±2,9 ±4,6
±1,7 ±2,5
±1,5 ±1,9
±1,5 ±1,9
cos φ
1,0 0,9 0,8 0,5
±1,8 ±2,3 ±2,9 ±5,4
±1,1 ±1,3 ±1,6 ±2,8
±0,9 ±1,0 ±1,2 ±2,0
±0,9 ±1,0 ±1,2 ±2,0
sin φ
0,9 0,6
±2,9 ±4,6
±1,7 ±2,5
±1,5 ±1,9
±1,5 ±1,9
Примечания:
1. δ
wp
(δ
pp
) - доверительные границы относительной погрешности результата измере-
ний активной электрической энергии (мощности), при доверительной вероятности 0,95;
2. δ
wq
(δ
pq
) - доверительные границы относительной погрешности результата измере-
ний реактивной электрической энергии (мощности), при доверительной вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
-
параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50
±
0,5) Гц;
-
параметры сети для ИК: напряжение - (0,99 - 1,01)·U
н
; сила тока - (0,05 - 1,2) ·I
н
;
диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) – от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); частота - (50
±
0,15) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения (для счетчиков) - не более 0,05 мТл;
-
температура окружающего воздуха: ТН и ТТ - от +5˚С до + 30˚С;
счетчиков - от +18˚С до +25˚С; ИВК - от +15˚С до +25˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Лист № 10
всего листов 13
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
параметры сети для ИК:напряжение - (0,9 - 1,1)
·
U
н1
; сила первичного тока -
(0,01 - 1,2)
·
I
н1
для ИК № 1,2, 5,7 - 10; 12 – 14; сила первичного тока - (0,05 - 1,2)
·
I
н1
для ИК
№ 11, 15; 16; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) – от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до 0,9); час-
тота - (50
±
0,15) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от +10˚С до +30˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для электросчетчиков:
-
параметры сети для ИК:напряжение - (0,9 - 1,1)
·
U
н2
; сила вторичного тока -
(0,05 - 1,2)
·
I
н2
; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) – от 0,8 до 1,0 (0,6); частота -
(50
±
0,15) Гц;
-
магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,05 мТл;
-
температура окружающего воздуха – от +10˚С до +30˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;
-
температура окружающего воздуха - от +15˚С до +25˚С;
-
относительная влажность воздуха - (70±5) %;
-
атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст.
5. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ
7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики элек-
трической энергии по ГОСТ 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии
и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электрической энергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
(см. п.1 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом установленном на ПС – 110 кВ
«Роза - Хутор» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ
как его неотъемлемая часть.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на
систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электри-
ческой энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Роза - Хутор».
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза - Хутор» (основные технические сред-
ства, задействованные в системе) представлена в таблице 4.
Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ ПС 110 кВ «Роза – Хутор»
Обозначение изделия (номер средств измерений
по Госреестру)
НаименованиеКоли-
изделия чество
3
TAR 3D (32875-06)
измерительные
12
Составные части системы и изменения в комплектности
CTIG-110 (42469-09)
ТОЛ-СЭЩ-10 (32139-06)
трансформаторы тока
VDGW2-110X (42563-09)измерительные
НАЛИ-СЭЩ-10 (38394-08) трансформаторы напряжения
6
27
9
2
2
Лист № 11
всего листов 13
2
8
многофункциональные счетчики
электроэнергии
3
RTU-325T-E2-M4-B8 (44626-10)
Антей 905
4
AE1
1
АРМ
1
APC Smart-UPS SUA1000VA RMI 2U
1
1
ЩАП-12-31-УХЛ4
1
Rittal.DK 7920.740
1
Rittal.DK 7920.740
1
Rittal,TS 8614.680
1
1
1
программное обеспечение
2
3
1
«АЛЬФА А1800» (31857-06) -
A1802RALQ-P4GB-DW-4
«АЛЬФА А1800» (31857-06) -
A1805RАLQ-P4GB-DW-4
«АЛЬФА А1800» (31857-06) -
A1805RLQ-P4GB-DW-4
ЛИМГ
ПР-3
МР3021-Т-5А-4ВА
МР3021-Н-57,7В-3х10ВА
16
16
42
4
1
Siemens MC35i
Switch Ethernet 24 port Cisco Catalyst 2960-24TT
12
1
на базе Gilant SkyEdge PRO
1
колодки испытательные
разветвители интерфейсов
догрузочные резисторы для
трансформаторов тока
устройство сбора и передачи
данных
GSM-терминал
сетевой коммутатор
GSM антенна на магнитном ос-
новании с усилением 5 дБ
спутниковый терминал VSAТ
оптический преобразователь для
связи счетчиков
HP dc5800 MT Core2Duo E8400,1GB DDR2
PC6400,160GB SATA 3.0 HDD,DVD+/-RW,
kbd/mse opt, GigaLAN, DOS [KV517EA#ACB]
--
Pilot Pro
1
1
1
1
ТFТ HP LА2205wg
HP 610 T5870/1Gb/160/DVDRW/15.6" HD BV/Wi-
Fi/BT/Cam/DOS HP NX549EA
А4 HP LaserJet P2030
USB/RS-232, USB-Serial
НКУ МЕТРОНИКА МС-225
1
1
1
клавиатура
мышка оптическая
сетевой фильтр
источник бесперебойного пита-
ния
монитор для АРМ
инженерный пульт на базе ноут-
бука
принтер лазерный
конвертор, адаптер
шкаф УССВ
шкаф АВР навесной дополни-
тельногопитаниясчетчиков
395x310x220 мм
шкаф учета, на базе Rittal TS 8
800x2000x600 мм
шкаф УСПД, на базе Rittal TS 8
800х2000х600 мм
секционная монтажнаяпанель
для TS Rittal (700х500)
1
ПО АРМ АИИС КУЭ с лицензией на 40 счетчи-
ков AC_PE_40
ПО для ручного сбора информации AС_L Laptop
ПО для параметрирования счетчиков Meter Cat
W 2.1
Системное ПО Windows XP Pro SP2 Russian
Программное обеспечение Office 2007 Win32
Russian CD
Лист № 12
всего листов 13
1
1
1
БЕКВ.422231.044.ПФ
1
БЕКВ.422231.044.В1
1
БЕКВ.422231.044.В2
1
БЕКВ.422231.044.И4
1
БЕКВ.422231.044.МИ
1
123
блок питания
4
3
6
1
1
1
1
1
БЕКВ.422231.044.И3
Запасные части, инструмент, приспособления и средства измерения (ЗИП)
Счётчик электрической энергии и
A1802RAL-P4GB-DW-4мощности серии «АЛЬФА
А1800»
Изделия с ограниченным ресурсом
hager MСN302
hager MBN202автоматический выключатель
hager MBN206
Chinfa DRA 18-12
TRACOPOWER TSP 180-124
TRACOPOWER TSP-BCM24модуль контроллера батареи
TRACOPOWER TSP-BAT24-034батарея резервного питания
Pilot Proсетевой фильтр 220В
Эксплуатационная документация
Руководство пользователя на АИ-
ИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза Trial».
Инструкция по эксплуатации. Тех-
БЕКВ.422231.044.ИЭ
нологическая инструкция на АИ-
ИС КУЭ ПС-110 кВ «Роза Хутор».
БЕКВ.422231.044.МП
Паспорт-формуляр на АИИС
КУЭ ПС-110 кВ «Роза Хутор».
Перечень входных сигналов и
данных на АИИС КУЭ ПС-110
кВ «Роза Хутор».
Переченьвыходныхсигналов
(документов) на АИИС КУЭ ПС-
110 кВ «Роза Хутор».
Инструкция по формированию и
ведению базы данных на АИИС
КУЭ ПС-110 кВ «Роза Хутор».
Методика измерений на АИИС
КУЭ ПС-110 кВ «Роза Хутор».
Методика поверки
1
Поверка
осуществляется по методике поверки БЕКВ.422231.044 «ГСИ. Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)
ПС-110 кВ «Роза - Хутор». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Краснодарский
ЦСМ» в апреле месяце 2011г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформато-
ры напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы
напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-20003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
Счетчик Альфа А1800 – в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики
электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»,
утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
Устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-325T – в соответствии с доку-
ментом «Методика поверки. Устройство сбора и передачи данных RTU-325T b RTU-325H.»
ДИЯМ.466215.005 МП., утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2010г.
Лист № 13
всего листов 13
Сведения о методиках (методах) измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Роза - Хутор». Методика измерений коли-
чества электрической энергии, БЕКВ.422231.044.МИ.
Нормативные и технические документы устанавливающие требования к системе авто-
матизированной, информационно-измерительной коммерческого учета электрической
энергии (АИИС КУЭ) ПС-110 кВ «Роза – Хутор»
ГОСТ 8.596-2002. ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-
новные положения».
ГОСТ 22261-94«Средства измерений электрических и магнитных величин. Об-
щие технические условия».
ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005«Аппаратура для измерения электрической энергии пере-
менного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов
точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного
тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
МИ 2441-97. «Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие
требования».
БЕКВ.422231.044.РЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная
коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)ПС-110 кВ «Роза - Хутор».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
Закрытое акционерное общество «Региональная инженерно-технологическая энерго-
компания – Союз» (ЗАО «РИТЭК – СОЮЗ»).
Юридический адрес: 350033, г.Краснодар, ул.Ставропольская, 2
Почтовый адрес: 350033, г.Краснодар, ул. Демуса, 50
Тел./факс: (861) 260-48-14
E-mail:
Испытатель
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУ
«
Краснодарский ЦСМ
»
Регистрационный номер № 30021-10, по Государственному реестру. 350040, г. Крас-
нодар, ул. Айвазовского, д. 104а. Тел.: (861)233-76-50, факс 233-85-86.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииЕ.Р. Петросян
М.п.«_____» __________2011г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
