Untitled document

Приложение к свидетельству № 49198

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электрической энергии ПС 220/10 кВ НПС №16

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии ПС 220/10 кВ НПС №16 (далее АИИС КУЭ) предназначена для измере-

ний

активной и реактивной электрической энергии, измерений времени в координированной

шкале времени UTC.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему, кото-

рая состоит из измерительных каналов (далее – ИК), измерительно-вычислительного комплек-

са электроустановки (далее – ИВКЭ), информационно-вычислительного комплекса (далее –

ИВК), и системы обеспечения единого времени (далее – СОЕВ).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

– измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и

автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с заданной

дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале UTC;

– 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;

– организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);

– синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и ИВКЭ с по-

мощью СОЕВ;

– автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-

технических средств;

– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-

ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).

– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированной

информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);

– ведение журналов событий;

– передача в ОАО «АТС» и другим субъектам ОРЭ, заинтересованным в получении ре-

зультатов измерений (уровень ИВК);

АИИС КУЭ включает в себя 3 уровня:

1-й уровень ИК включает в себя:

– измерительные трансформаторы тока (ТТ);

– измерительные трансформаторы напряжения (ТН);

– счетчики электрической энергии многофункциональные;

2-й уровень – ИВКЭ включает в себя:

– технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

– устройство сбора и передачи данных (УСПД);

– устройство синхронизации системного времени (УССВ);

3-й уровень – ИВК включает в себя:

– технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

– комплексы измерительно-вычислительные АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (ИВК

АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), № 45048-10 в Государственном реестре средств измерений).

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформато-

рами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на

Лист № 2

Всего листов 10

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные

значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с.

Средняя за период реактивная электрическая мощность вычисляется по средним за период зна-

чениям активной и полной электрической мощности. Электрическая энергия вычисляется для

интервалов времени 30 мин, как интеграл от средней электрической мощности, получаемой пе-

риодически за 0,02 с.Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале вре-

мени усреднения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электроэнергии.

Цифровые сигналы с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса

RS-485 и каналообразующей аппаратуры поступают в УСПД. УСПД обеспечивает прием дан-

ных со счетчиков и хранение 30-и минутных графиков (профилей) электрической энергии

в своей базе данных.

С УСПД (уровень ИВКЭ) данные учета поступают на уровень ИВК. Функции ИВК вы-

полняет существующий центр сбора и обработки данных (ЦСОД) АИИС КУЭ ЕНЭС (ИВК

АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)). ИВК обеспечивает автоматический регламентный сбор ре-

зультатов измерения, данных о состоянии средств и объектов измерения, обработку полученной

информации, предоставление конечных данных в сервера ОАО «АТС» и другим заинтересо-

ванным организациям. Данные передаются в формате XML-файлов.

АИИС

КУЭ оснащена СОЕВ. Синхронизация времени производится с помощью уст-

ройства синхронизации системного

времени (УССВ)

на

базе GPS приемника, принимающего

сигналы глобальной системы позиционирования (GPS).

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, пере-

дачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и

организационных мероприятий.

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 ОАО «АТС» и другим субъектам ОРЭ, заин-

тересованным в получении 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.);

Лист № 3

Всего листов 10

– диагностика и

мониторинг функционирования технических

и программных

средств

АИИС КУЭ, событий в АИИС КУЭ;

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

– обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;

– автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование

программного

обеспечения

Идентифи-

кационное

наименова-

ние про-

граммного

обеспечения

Номер версии

(идентификаци-

онный номер)

программного

обеспечения

Цифровой идентифика-

тор программного обес-

печения (контрольная

сумма исполняемого ко-

да)

Алгоритм вы-

числения цифро-

вого идентифи-

катора про-

граммного обес-

печения

Метроскоп

1.00

MD5 (RFC 1321)

СПО АИИС

КУЭ ЕНЭС

D233ED6393702747

769A45DE8E67B57E

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.

Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Основная

погрешность

ИК,

Номер ИК

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент

трансформации,

№ в Госреестре

СИ

Обозначение, тип

ТН

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

1100000

Метрологические

характеристики

Доверительные границы

относительной погрешности ре-

ИКСостав ИКзультата измерений

активной и реактивной

электрической энергии и

мощности при доверительной

вероятности Р=0,95:

Наименование

объекта учета,

диспетчерское на-

именование

присоединения

Ктт ·Ктн ·Ксч

Вид электрической энергии

cos φ = 0,87

sin φ = 0,5

Погрешность

ИК в рабочих

условиях

эксплуатации,

cos φ = 0,5

sin φ = 0,87

12 345678

КТ=0,2S А SB 0.8

Ктт= 500/1ВSB 0.8

ТТ

СSB 0.8

АDFK-245

ВDFK-245

СDFK-245

20951-08

КТ=0,2

Ктн= 220000:√3/100:√3

23743-02

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

ВЛ 220 кВ «НПС 16 – Н.

Куранах №1»

Активная ± 0,6% ± 1,4%

Реактивная ± 1,0% ± 1,3%

Лист № 4

Всего листов 10

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

ВЛ 220 кВ «НПС 16 – Н.

Куранах №2»

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

1100000

ТТ

ТН

СВ РП 220 кВ

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

1100000

ТТ

ТН

СВ 220 кВ

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

1100000

1 2 3 4 5 6 7 8

АSB 0.8

ВSB 0.8

СSB 0.8

АDFK-245

ВDFK-245

СDFK-245

КТ=0,2S

Ктт=500/1

trial-08

КТ= 0,2

Ктн=220000:√3/100:√3

23743-02

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 0,6% ± 1,4%

Реактивная ± 1,0% ± 1,3%

АSB 0.8

ВSB 0.8

СSB 0.8

АDFK-245

ВDFK-245

СDFK-245

КТ=0,2S

Ктт=500/1

20951-08

КТ= 0,2

Ктн=220000:√3/100:√3

23743-02

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 0,6% ± 1,4%

Реактивная ± 1,0% ± 1,3%

АSB 0.8

ВSB 0.8

СSB 0.8

АDFK-245

ВDFK-245

СDFK-245

КТ=0,2S

Ктт=500/1

20951-08

КТ= 0,2

Ктн=220000:√3/100:√3

23743-02

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 0,6%

± 1,4%

Реактивная ± 1,0%

± 1,3%

Лист № 5

Всего листов 10

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

Ввод 10 кВ Т-1 (РУСН-1)

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

20000

ТТ

ТН

Ввод 10 кВ Т-2 (РУСН-2)

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

20000

ТТ

ТН

Ввод 1 ЗРУ 10кВ

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

300000

1 2 3 4 5 6 7 8

АТОЛ-СЭЩ-10

ВТОЛ-СЭЩ-10

СТОЛ-СЭЩ-10

ВНАЛИ-СЭЩ-10

КТ=0,5S

Ктт=200/1

32139-06

КТ=0,5

Ктн=10000/100

38394-08

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

АТОЛ-СЭЩ-10

ВТОЛ-СЭЩ-10

СТОЛ-СЭЩ-10

ВНАЛИ-СЭЩ-10

КТ=0,5S

Ктт=200/1

32139-06

КТ=0,5

Ктн=10000/100

38394-08

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

АGSA

ВGSA

СGSA

ВНАЛИ-СЭЩ-10

КТ=0,5S

Ктт=3000/1

25569-08

КТ=0,5

Ктн=10000/100

38394-08

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,2%

± 5,0%

Реактивная ± 2,4%

± 3,0%

Лист № 6

Всего листов 10

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

Ввод 2 ЗРУ 10кВ

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

300000

ТТ

ТН

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

300000

ТТ

ТН

ОРУ 220кВ. Ввод 10кВ Т2

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

300000

1 2 3 4 5 6 7 8

АGSA

ВGSA

СGSA

ВНАЛИ-СЭЩ-10

КТ=0,5S

Ктт=3000/1

25569-08

КТ=0,5

Ктн=10000/100

38394-08

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

АGSA

ВGSA

СGSA

ВНАЛИ-СЭЩ-10

КТ=0,5S

Ктт=3000/1

25569-08

КТ=0,5

Ктн=10000/100

38394-08

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

ОРУ 220кВ. Ввод 10кВ Т1

Активная ± 1,2% ± 5,0%

Реактивная ± 2,4% ± 3,0%

АGSA

ВGSA

СGSA

ВНАЛИ-СЭЩ-10

КТ=0,5S

Ктт=3000/1

25569-08

КТ=0,5

Ктн=10000/100

38394-08

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,2%

Реактивная ± 2,4%

,0%

Лист № 7

Всего листов 10

Лист № 8

Всего листов 10

Примечания:

1. В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, %» приведены границы погрешности

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, %» приведены

границы погрешности измерений электрической энергии и мощности посредством ИК при довери-

тельной 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 от 0,98 U

ном

до 1,02U

ном

; диапазон силы тока от 1,0

ном

до 1,2I

ном

; коэффициент мощности cos

=0,9 инд.

– температура окружающего воздуха (для счетчиков электрической энергии): от минус

40˚С до 25˚С; УСПД– от минус 40˚С до 60˚С;

– магнитная индукция внешнего происхождения – 0 мТл;

– относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;

– атмосферное давление от 720 до 780 мм рт.ст.

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

– параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9U

ном1

до 1,1U

ном1

; диапазон силы

первичного тока от 0,05I

ном1

до 1,2I

ном1

; коэффициент мощности cos

(sin

) от 0,5 до 1,0 (от 0,6 до

0,87); частота от 49,5 до 50,5 Гц;

– температура окружающего воздуха от минус 30˚С до 35˚С;

– относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;

– атмосферное давление от 720 до 780 мм рт.ст.

Для счетчиков электрической энергии:

– параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9U

ном2

до 1,1U

ном2

; диапазон силы

вторичного тока от 0,01I

ном2

до 1,2I

ном2

; диапазон коэффициента мощности cos

(sin

) от 0,5 до 1,0 (от

0,6 до 0,87); частота от 49,5 до 50,5 Гц;

– магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

– температура окружающего воздуха от 15˚С до 30˚С;

– относительная влажность воздуха от 40 до 60 %;

– атмосферное давление от 720 до 780 мм рт.ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

– параметры питающей сети: напряжение от 210 до 230 В, частота от 49 до 51 Гц;

– температура окружающего воздуха от 15 ˚С до 30 ˚С;

– относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;

– атмосферное давление от 720 до 780 мм рт.ст.

5. Надежность применяемых в системе компонентов:

– счётчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 48 ч;

– УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 55 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч;

6. Глубина хранения информации:

– счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, не менее 70 суток; при отключении питания – не менее 30 лет.

– УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по

каждому ИК – не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания – не менее 3

лет.

Лист № 9

Всего листов 10

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энер-

гии на однотипные с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табли-

це 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ

как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы времени

UTC± 5 с.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на

систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической

энергии ПС 220/10 кВ НПС №16.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/10 кВ НПС №16 приведена в таблице 3.

Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/10 кВ НПС №16

Наименование

Устройство сбора и передачи данных

Измерительный трансформатор тока

Измерительный трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии многофункциональный

Руководство по эксплуатации

Методика поверки

Тип

RTU-327

SB 0.8

ТОЛ-СЭЩ-10

GSA

DFK-245

НАЛИ-СЭЩ-10

Альфа А1800

Количество

1 шт.

12 шт.

6 шт.

12 шт.

6 шт.

2 шт.

10 шт.

1 шт.

Поверка

осуществляетсяподокументу«Системаавтоматизированнаяинформационно-

измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 220/10 кВ НПС №16. Методика

поверкиП2200863-235-ФСК/ВС/ТЭСП.МП»,утвержденномуруководителемГЦИСИ

ФБУ «Пензенский ЦСМ» 26 сентября 2012 г.

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.

Сведения ометодиках (методах) измерений

Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика изме-

рений количества электрической энергии

с использованием АИИС КУЭ ПС 220/10 кВ НПС

№16. Аттестована ФБУ «Пензенский ЦСМ».

Лист № 10

Всего листов 10

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизи-

рованной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии

ПС220/10 кВНПС№16

1 ГОСТ 22261-94 Cpeдcтвa измepeний элeктpичecкиx и мaгнитныx вeличин. Oбщиe

тexничecкиe уcлoвия.

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

ные положения.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения

единства измерений

Осуществлениеторговлиитоварообменныхопераций

Изготовитель

ООО «Велесстрой»

125047, г. Москва, ул. 2-я Тверская-Ямская, д. 10

Телефон: +7 (495) 276-06-83, +7 (495) 276-06-81; Факс: + 7 (495) 956-62-14

Заявитель

ООО «Стройиндустрия»

440003, г. Пенза, ул. Индустриальная, д.40 б.

Телефон: (8412) 930-438; Факс (8412) 930-762.

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;

www.penzacsm.ru

Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail:

pcsm@sura.ru

Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Государст-

венном реестре средств измерений под № 30033-10.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии

Ф. В. Булыгин

М.П.

«___» _____________ 2012 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru