Приложение к свидетельству № 45961
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электрической энергии ПС 500 кВ Луч
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электрической энергии ПС 500 кВ Луч (далее – АИИС КУЭ ПС 500 кВ Луч) предназначена для
измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов времени.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ ПС 500 кВ Луч является двухуровневой системой с иерархической распре-
деленной обработкой информации:
– первый – уровень измерительных каналов (далее – ИК);
– второй – уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (да-
лее – ИВКЭ);
В состав АИИС КУЭ ПС 500 кВ Луч входит система обеспечения единого времени (да-
лее – СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.
АИИС КУЭ ПС 500 кВ Луч решает следующие задачи:
– измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и
автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений
приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
– формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов
измерений, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в элек-
тронный архив, формирование архива технической и служебной информации;
– передача в организации – участники ОРЭ результатов измерений (1 раз в сутки);
– синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и с помощью
СОЕВ, соподчиненной национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени
с пределами погрешности ± 5 с;
– автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-
технических средств ИК и ИВКЭ;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).
АИИС КУЭ ПС 500 кВ Луч включает следующие уровни:
1-й уровень ИК состоит из 9 измерительных каналов и включает в себя:
– измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5;
– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5;
– cчетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа класса точности
0,2S/0,5; 0,5S/1;
– вторичные измерительные цепи.
2-й уровень ИВКЭ включает в себя:
– технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
– устройство сбора и передачи данных (УСПД).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформа-
торами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают
на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов
преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и на-
пряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной
Лист № 2
Всего листов 10
мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вы-
числяется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием
результатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал вре-
мени 0,02 с.Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени ус-
реднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электрической энергии.
АИИС КУЭ ПС 500 кВ Луч оснащена СОЕВ. Синхронизация времени производится
с помощью устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS приемника,
принимающего сигналы глобальной системы позиционирования (GPS). От УССВ синхронизи-
руются внутренние часы УСПД, а от них – внутренние часы счетчиков, подключенных
к УСПД.
Регламентированный доступ к информации серверов данных АИИС КУЭ ПС 500 кВ
Луч с автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов осуществляется через сегмент ло-
кальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.
Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбирова-
нием:
– испытательной коробки (специализированного клеммника);
– крышки клеммных отсеков счетчиков.
Программное обеспечение
Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):
– периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов
измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);
– автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;
– хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в
специализированной базе данных;
– автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям по-
лучателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, гра-
фиков с возможностью получения печатной копии;
– использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов из-
мерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом
(ИАСУ КУ (КО));
– конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспе-
чения;
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного
доступа к данным;
– сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановле-
ния питания;
– передача данных по присоединениям в сервера ЦСОД МЭС Волги, ОАО «АТС» и
другим заинтересованным субъектам ОРЭ результатов измерений;
– автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-
ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС КУЭ ПС 500 кВ Луч, событий в АИИС КУЭ ПС 500 кВ Луч.
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПС 500 кВ Луч;
– обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;
– автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).
Лист № 3
Всего листов 10
Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения
Наименование
программного
обеспечения
Идентификационное на-
именование программно-
го обеспечения
(наименование програм-
ного модуля , наименова-
ние файла)
Номер вер-
сии (иден-
тифика-
ционный
номер) про-
граммного
обеспече-
ния
Цифровой идентифи-
катор программного
обеспечения (кон-
трольная сумма ис-
полняемого кода)
7e87c28fdf5ef991
42ad5734ee7595a0
a38861c5f25e237e
79110e1d5d66f37e
E8e5af9e56eb7d94
da2f9dff64b4e620
0ad7e99fa26724e6
5102e215750c655a
0939ce05295fbcbb
ba400eeae8d0572c
Комплексы из-
мерительно-
вычислительные
для учета элек-
трической энер-
гии «Альфа-
ЦЕНТР»
11.07.01.01
B8c331abb5e34444
170eee9317d635cd
MD5
Алгоритм
вычисле-
ния циф-
рового
иденти-
фикатора
про-
граммно-
го обес-
печения
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Программа планировщик
опроса и передачи дан-
ных (стандартный каталог
для всех модулей, Am-
rserver.exe)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Драйвер ручного опроса
счетчиков, Amrc.exe)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Драйвер автоматическо-
го опроса счетчиков,
Amra.exe)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Драйвер работы с БД,
Cdbora2.dll)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Библиотека шифрования
пароля счетчиков, (En-
cryptdll.dll)
ПО «Альфа-ЦЕНТР»
(Библиотека сообщений
планировщика опросов,
Alphamess.dll)
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных измене-
ний соответствует уровню С 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).
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния нет.
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Канал
измерений
Погрешность
ИК в рабочих
условиях
эксплуатации,
%
Номер ИК
Вид СИ,
класс точности,
коэффициент транс-
формации,
№ в Госреестре СИ
cos φ = 0,87
sin φ = 0,5
cos φ = 0,5
sin φ = 0,87
1100000
16666-97
EA02RAL-P4B-4
Активная
Реактивная
± 1,1%
± 2,2%
± 5,0%
± 2,4%
Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
Метрологические
характеристики
Доверительные границы
относительной погрешности
Состав измерительного канала результата измерений
активной и реактивной
электрической энергии и
мощности при доверительной
вероятности Р=0,95:
Наименование объекта
учета, диспетчерское
наименование
присоединения
Основная
погрешность
ИК,
Обозначение, тип%
Ктт ·Ктн ·Ксч
Вид электрической энергии
56
7
8
ТТ
ТН
4
А ТФНД-110М
В ТФНД-110М
С ТФНД-110М
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
12 3
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
1
ВЛ 110 кВ ВЛ 101
Счетчик
Лист № 4
Всего листов 10
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
1100000
2
ВЛ 110 кВ ВЛ 133
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-4
ТТ
ТН
1100000
3
ВЛ 110 кВ ВЛ 194
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-4
ТТ
ТН
1100000
4
ВЛ 110 кВ ВЛ 195
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-4
1 2 3 4 5 6
7 8
А ТФНД-110М
В ТФНД-110М
С ТФНД-110М
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФНД-110М
В ТФНД-110М
С ТФНД-110М
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФНД-110М
В ТФНД-110М
С ТФНД-110М
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1%
± 5,0%
Реактивная ± 2,2%
± 2,4%
Лист № 5
Всего листов 10
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
1100000
5
ВЛ 110 кВ ВЛ 196
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-4
ТТ
ТН
2200000
6
ШОВ-110 кВ
Счетчик
16666-97
EA02RAL-P4B-4
ТТ
ТН
нет ТН
4
7
бокс Билайн
Счетчик
1 2 3 4 5 6
7 8
А ТФНД-110М
В ТФНД-110М
С ТФНД-110М
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=1000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
А ТФНД-110М
В ТФНД-110М
С ТФНД-110М
А НКФ-110-57
В НКФ-110-57
С НКФ-110-57
КТ=0,5
Ктт=2000/1
2793-71
КТ=0,5
Ктн=110000:√3/100:√3
1188-58
КТ=0,2S/0,5
Ксч=1
Активная ± 1,1% ± 5,0%
Реактивная ± 2,2% ± 2,4%
КТ=0,5
Ктт=20/5
22656-07
АТ-0,66
ВТ-0,66
СТ-0,66
КТ=0,5S/1
Ксч=1
EA05RAL-P4B4
16666-97
Активная ± 1,0%
± 5,0%
Реактивная ± 2,1%
± 4,0%
Лист № 6
Всего листов 10
Продолжение таблицы 2
ТТ
ТН
нет ТН
4
8
бокс НСС
Счетчик
16666-97
EA05RAL-P4B4
ТТ
ТН
нет ТН
200
9
ввод 0,4 кВ ТСН-4
Счетчик
Активная
Реактивная
Не
нормируется *
Не
нормируется *
1 2 3 4 5 6 7 8
КТ=0,5
Ктт=20/5
22656-07
АТ-0,66
ВТ-0,66
СТ-0,66
КТ=0,5S/1
Ксч=1
Активная ± 1,0% ± 5,0%
Реактивная ± 2,1% ± 4,0%
КТ=0,5
Ктт=1000/5
1407-60
АТК-20
ВТК-20
СТК-20
КТ=0,5S/1
Ксч=1
EA05RAL-P4B4
16666-97
* данный канал является информационным
Лист № 7
Всего листов 10
Лист № 8
Всего листов 10
Примечания:
1. В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, %» приведены границы погрешно-
сти измерений электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95;
cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном I
ном
.
2. В графе 8 таблицы 2 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, %» приве-
дены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности посредством ИК
при доверительной вероятности Р=0,95; cosφ=0,5 (sinφ=0,87) и токе ТТ, равном 10 % от I
ном
.
3. Нормальные условия эксплуатации:
– параметры сети: диапазон напряжения (0,98 ÷ 1,02)U
ном
; диапазон силы тока
(1,0 ÷ 1,2)I
ном
; коэффициент мощности cos
j
=0,9 инд.
– температура окружающего воздуха (для счетчиков электрической энергии ЕвроАль-
фа): от 40˚С до 25˚С; УСПД – от -40˚С до 60˚С;
– магнитная индукция внешнего происхождения – 0 мТл;
– относительная влажность воздуха (70±5) %;
– атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
– параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)U
ном1
; диапазон силы
первичного тока (0,05 ÷ 1,2)I
ном1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 ÷ 1,0 (0,6 ÷ 0,87); час-
тота (50
±
0,5) Гц;
– температура окружающего воздуха от
-
30˚С до 35˚С;
– относительная влажность воздуха (70±5) %;
– атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.
Для счетчиков электрической энергии:
– параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)U
ном2
; диапазон силы
вторичного тока (0,01 ÷ 1,2)I
ном2
; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 ÷ 1,0
(0,6 ÷ 0,87); частота (50
±
0,5) Гц;
– магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
– температура окружающего воздуха от 15˚С до 30˚С;
– относительная влажность воздуха (40 ÷ 60) %;
– 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 30 ˚С;
– относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
– атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.
5. Надежность применяемых в системе компонентов:
– счётчик электроэнергии – среднее время наработки на отказ не менее Т = 80 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 48 ч;
– УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время вос-
становления работоспособности tв = 1 ч;
6. Глубина хранения информации:
– счетчик электроэнергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
не менее 70 суток; при отключении питания – не менее 30 лет.
– УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по ка-
ждому ИК – не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания – не менее
3 лет.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на однотипные
с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена
Лист № 9
Всего листов 10
оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ
ПС 500 кВ Луч как его неотъемлемая часть.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени
± 5 с/сут.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится в левой верхней части титульных листов эксплуата-
ционной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную ком-
мерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ПС 500 кВ Луч.
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ ПС 500 кВ Луч приведена в таблице 3.
Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ ПС 500 кВ Луч
Наименование
ТипКоличество
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор тока
Т-0,66 6 шт.
ТК-20 3 шт.
ТФНД-110М18 шт.
НКФ-110-576 шт.
ЕвроАльфа9 шт.
RTU-3251 шт.
Измерительный трансформатор тока
Измерительный трансформатор напряжения
Счетчик электроэнергии многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных для автомати-
зации измерений и учета энергоресурсов
Руководство по эксплуатации
Методика поверки
1 шт.
1 шт.
Поверка
осуществляетсяподокументу«Системаавтоматизированнаяинформационно-
измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 500 кВ Луч – АИИС КУЭ
ПС 500 кВ Луч. Методика поверки. 03131-59073365-05.МП».
Рекомендуемые средства поверки:
– переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь
для работы со счетчиками электрической энергии и с программным обеспечением для работы с
радиочасами РЧ-011;
– мультиметры Ресурс-ПЭ – 2 шт.;
– радиочасы РЧ-011/2.
Сведенияометодиках (методах) измерений
Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика изме-
ренийэлектрическойэнергиисиспользованиемАИИСКУЭПС500кВЛуч.
Свидетельство об аттестации № 01.00230/35-2011 от 29.12.2011 г.
Лист № 10
Всего листов 10
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительнойкоммерческогоучётаэлектрическойэнергииПС 500 кВ Луч
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 сфере государственного регулирования в облас-
ти обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «Энсис Технологии»
105066, г. Москва, ул. Новорязанская, д. 31/7, корп. 2.
Телефон: (495) 514-02-00; Факс (495) 514-02-00; Сайт:
Заявитель
ЗАО «Метростандарт»
117997, г. Москва, ул. Профсоюзная, д.65, стр. 1.
Телефон: (495) 745-21-70; Факс (495) 705-97-50; Сайт:
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 Государ-
ственном реестре средств измерений под № 30033-10.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологии
Е. Р. Петросян
М.П.
«___» _____________ 2012 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.