Приложение к свидетельству № 53083
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ № 121 «Синоп-
ская»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ № 121 «Синопская» (в дальнейшем –
АИИС КУЭ ПС № 121) предназначена для измерений, коммерческого учета электрической
энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и
отображения информации об энергоснабжении.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ ПС № 121 представляет собой информационно-измерительную систему,
состоящую из трех функциональных уровней.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) выполняет функ-
цию автоматического проведения измерений в точке измерений. В состав ИИК входят изме-
рительные трансформаторы тока (ТТ), соответствующие ГОСТ 7746-2001 и трансформаторы
напряжения (ТН), соответствующие ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи, счет-
чики электрической энергии, изготовленные по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной элек-
троэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии).
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВ-
КЭ) выполняет функцию консолидации информации по данной электроустановке либо груп-
пе электроустановок. В состав ИВКЭ входит устройство сбора и передачи данных (УСПД),
обеспечивающие интерфейс доступа к ИИК, технические средства приёма-передачи данных
(каналообразующая аппаратура, модемы). УСПД предназначено для сбора, накопления, об-
работки, хранения и отображения первичных данных об электроэнергии и мощности со
счетчиков, а также для передачи накопленных данных по каналам связи на уровень ИВК
(АРМ).
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК). В состав ИВК
входят: промконтроллер (компьютер в промышленном исполнении, далее - сервер); техниче-
ские средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура); технические сред-
ства для организации функционирования локальной вычислительной сети и разграничения
прав доступа к информации; технические средства обеспечения безопасности локальных вы-
числительных сетей. ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения резуль-
татов измерений, автоматической диагностики состояния средств измерений, подготовки от-
четов и передачи их различным пользователям.
АИИС КУЭ ПС № 121 решает следующие основные задачи:
- измерение активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по
каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных)
зон, включая прием и отдачу энергии;
- измерение средних значений активной (реактивной) мощности за определенные ин-
тервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом;
- ведение единого времени при помощи УССВ.
Измеренные значения активной
и
реактивной электроэнергии в
автоматическом ре-
жиме фиксируется в базе данных УСПД и ИВК.
Кроме параметров энергопотребления (измерительной информации) в счетчиках и
сервере сбора данных может
храниться служебная информация:
параметры качества элек-
Лист № 2
Всего листов 7
троэнергии в точке учета, регистрация различных событий, данные о корректировках пара-
метров, данные о работоспособности устройств, перерывы питания и другая информация.
Эта информация может по запросу пользователя передаваться на АРМ.
В АИИС КУЭ ПС № 121 измерения и передача данных на верхний уровень происхо-
дит следующим образом. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измерительных
трансформаторов (для счетчиков трансформаторного включения) поступают на входы счет-
чиков электроэнергии, которые преобразуют значения входных сигналов в цифровой код.
Счетчики производят измерения мгновенных и действующих (среднеквадратических) значе-
ний напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают активную мощность (Р=U·I·cosφ) и полную
мощность (S=U·I). Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q=(S
2
-
P
2
)
0,5
. Средние значения активной мощности рассчитываются путем интегрирования текущих
значений P на 30-минутных интервалах времени. По запросу или в автоматическом режиме
измерительная информация направляется в устройство сбора и передачи данных (УСПД).
УСПД выполняет косвенные измерения электрической энергии при помощи программного
обеспечения, установленного
на
УСПД. Далее результаты измерений поступают
на
сервер
ИВК, где происходит их накопление. Полученная информация отображается на АРМах.
Полный перечень информации, передаваемой на АРМ, определяется техническими характе-
ристиками многофункциональных
электросчетчиков, УСПД, сервера сбора данных ИВК и
уровнем доступа АРМа к базе данных на сервере. Для передачи данных, несущих информа-
цию об измеряемой величине от одного компонента к другому, используются проводные ли-
нии связи, каналы сотовой связи.
АИИС КУЭ ПС № 121 имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая
охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД, ИВК и имеет нормированную
точность. Коррекция часов производится не реже одного раза в
сутки, по временным им-
пульсам от устройства синхронизации системного времени 16-HVS, подключенного к
УСПД.
Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изме-
нений (корректировок) предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств изме-
рений и учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим
данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, ко-
ды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).
Основные функции и эксплуатационные характеристики АИИС КУЭ ПС № 121 соот-
ветствуют техническим требованиям ОАО «АТС» к АИИС КУЭ. Параметры надежности
средств измерений АИИС КУЭ ПС № 121 трансформаторов напряжения и тока, счетчиков
электроэнергии соответствуют техническим требованиям к АИИС КУЭ субъекта ОРЭ. Для
непосредственного подключения к отдельным счетчикам (в случае, например, повреждения
линии
связи) предусматривается использование переносного компьютера типа NoteBook с
последующей передачей данных на АРМ.
В АИИС КУЭ ПС № 121 обеспечена возможность автономного съема информации со
счетчиков. Глубина хранения информации в системе не менее 3,5 года. При прерывании пи-
тания все данные и параметры хранятся в энергонезависимой памяти.
Все основные технические компоненты, используемые АИИС КУЭ ПС № 121, явля-
ются средствами измерений и зарегистрированы в Государственном реестре. Устройства
связи, модемы различных типов, пульты оператора, дополнительные средства вычислитель-
ной техники (персональные компьютеры) отнесены к вспомогательным техническим компо-
нентам и выполняют только функции передачи и отображения данных, получаемых от ос-
новных технических компонентов.
Программное обеспечение
Программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000. Розничный рынок» строится на базе
центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые
комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих
собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактив-
ной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов
Лист № 3
Всего листов 7
организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000. Розничный рынок» и определя-
ются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электро-
энергии в ИВК «Пирамида 2000. Розничный рынок», получаемой за счет математической об-
работки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу
младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС
КУЭ ПС № 121, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000. Розничный рынок»
Наимено-
вание
про-
граммно-
го обес-
печения
Наименование программно-
го модуля (идентификаци-
онное наименование про-
граммного обеспечения)
Наименование
файла
Номер
версии
про-
граммно-
го обес-
печения
Цифровой иденти-
фикатор программ-
ного обеспечения
(контрольная сум-
ма исполняемого
кода)
Модуль вычисления значе-
ний энергии и мощности по
группам точек учета
CalcClients.dll
E55712D0B1B2190
65D63DA949114D
AE4
CalcLeakage.dl
l
CalcLosses.dll
Модуль расчета небаланса
энергии/ мощности
Модуль вычисления значе-
ний энергии потерь в лини-
ях и трансформаторах
Общий модуль, содержа-
щий функции, используе-
мые при вычислениях раз-
личных значений и провер-
ке точности вычислений
Metrology.dll
B1959FF70BE1EB1
7C83F7B0F6D4A13
D79874D10FC2B15
6A0FDC27E1CA48
0AC
52E28D7B608799B
B3CCEA41B548D2
C83
Модуль обработки значений ParseBin.dll
физических величин, пере-
даваемых в бинарном про-
токоле
6F557F885B737261
328CD77805BD1B
A7
Модуль обработки значений ParseIEC.dll
физических величин, пере-
даваемых по протоколам
семейства МЭК
48E73A9283D1E66
494521F63D00B0D
9F
Модуль обработки значе-
ний физических величин,
передаваемых по протоко-
лу Modbus
ParseMod-
bus.dll
C391D64271ACF40
55BB2A4D3FE1F8
F48
ПО «Пи-
рамида
2000.
Рознич-
ный ры-
нок»
Модуль обработки значений ParsePira-
физических величин, пере-mida.dll
даваемых по протоколу Пи-
рамида
Версия 3
ECF532935CA1A3F
D3215049AF1FD97
9F
Алгоритм
вычисле-
ния циф-
рового
иденти-
фикатора
про-
граммно-
го обес-
печения
MD5
Лист № 4
Всего листов 7
SynchroNSI.dll
530D9B0126F7CDC
23ECD814C4EB7C
A09
Модуль формирования
расчетных схем и контроля
целостности данных норма-
тивно-справочной инфор-
мации
Модуль расчета величины
рассинхронизации и значе-
ний коррекции времени
VerifyTime.dll
1EA5429B261FB0E
2884F5B356A1D1E
75
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений со-
ответствует уровню «С».
от +10 до +30
от +10 до +30
±
5
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 – Метрологические и технические характеристики
Параметр
Пределы допускаемых значений относительной погрешности
измерения электрической энергии.
значение
Значения пределов до-
пускаемых погрешно-
стей приведены в таб-
лице 3
Параметры питающей сети переменного тока:
Напряжение, В
частота, Гц
220
±
22
50
±
0,4
25-100
0,25
110
0,5
100
1
2
30
Температурный диапазон окружающей среды для:
- счетчиков электрической энергии,
°
С
- трансформаторов тока и напряжения,
°
С
Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к
ТТ и ТН, % от номинального значения
Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, %
Первичные номинальные напряжения, кВ
Первичные номинальные токи, кА
Номинальное вторичное напряжение, В
Номинальный вторичный ток, А
Количество точек учета, шт.
Интервал задания границ тарифных зон, минут
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, не более,
секунд в сутки
Средний срок службы системы, лет
15
Состав ИИК
1,
2
Счетчик класс
точности 0,5
(реактивная
энергия)
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении элек-
трической энергии для рабочих условий эксплуатации,
d
э
, %.
№
ИК
cos φδ
1(2)%I
(sin φ) I
1(2) %
≤I<I
5 %
δ
5%I
I
5 %
≤I<I
20 %
δ
20%I
I
20 %
≤I<I
100 %
δ
100%I
I
100 %
≤I≤I
120 %
1
± 1,2± 0,6± 0,5± 0,5
± 1,3± 0,9± 0,7± 0,7
± 1,4± 0,9± 0,7± 0,7
Счетчик класс
точности 0,2S
(активная
энергия)
± 2,1± 1,3± 1,0± 1,0
± 3,2± 2,6± 2,1± 2,1
± 2,8± 2,4± 2,0± 2,0
ТТ класс
точности
0,2S
ТН класс
точности
0,2
Δt=10 ºC
0,9
(инд.)
0,8
(инд.)
0,5
(инд.)
0,9
(0,4)
0,8
(0,60)
0,5
(0,87)
± 2,5± 2,3± 1,9± 1,9
Лист № 5
Всего листов 7
Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получасовой
мощности для рабочих условий эксплуатации на интервалах усреднения получасовой мощ-
ности, на которых не производится корректировка часов (
d
р
), рассчитываются по следую-
щей формуле (на основании считанных по цифровому интерфейсу показаний счетчика о
средней получасовой мощности, хранящейся в счетчике в виде профиля нагрузки в импуль-
сах):
ç÷
æö
э
2
ç
KK
e
×
100%
÷
2
è
1000PT
ср
ø
d
р
= ±
d+
, где
d
р
- пределы допускаемой относительной погрешности при измерении средней получа-
совой мощности и энергии, %;
d
э
- пределы допускаемой относительной погрешности ИК из табл.3, %;
К – масштабный коэффициент, равный общему коэффициенту трансформации транс-
форматоров тока и напряжения;
K
e – внутренняя константа счетчика (величина эквивалентная 1 импульсу, выражен-
ному в Вт•ч);
Тср - интервал усреднения мощности, выраженный в часах;
R
- величина измеренной средней мощности с помощью системы на данном интервале
усреднения, выраженная в кВт.
Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности измерения средней
мощности системы на интервалах усреднения мощности, на которых производится коррек-
тировка времени, рассчитываются по следующей формуле:
D
t
d
р.корр.
=
3600Т
ср
×
100%, где
D
t - величина произведенной корректировки значения текущего времени в счетчиках
(в секундах);
Тср - величина интервала усреднения мощности (в часах).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации
системы типографским способом.
Вид СИ
Тип, метрологические характеристики,
зав. № , № Госреестра
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входят:
- средства измерения, приведенные, в таблицах 4;
- устройство сбора и передачи данных RTU-325L (зав. № 005332), Госреестр № 37288-08
- устройство синхронизации времени 16HVS;
- документация и ПО, представленные в таблице 5.
Таблица 4 – Состав ИИК АИИС КУЭ
Средство измерений
Наименование
№объекта учета
ИК (измеритель-
ного канала)
12
3
4
1
КЛ- 110 кВ
К-188
STE 3/123/145 S, Кл.т. 0,2,
Коэфф.тр.110000/√3//100/√3,
ТН№ Гос.р. 37110-08
Зав. № 2009/482437/RML (ф. А)
Зав. № 2009/482437/RML (ф. В)
Зав. № 2009/482437/RML (ф. С)
Лист № 6
Всего листов 7
ТТ
ТТ
Счетчик
АМТ 3/123/145, Кл.т. 0,2S, Коэфф.тр. 500/1,
№ Гос.р. 37109-08
Зав. № 2009/482441/RML (ф. А)
Зав. № 2009/482441/RML (ф. В)
Зав. № 2009/482441/RML (ф. С)
Альфа А1800 (А1802RALQ-P4GB-DW-4),
СчетчикЗав. № 01205094, Кл.т. 0,2S/0,5,
R=5000 имп./кВт(квар)∙ч, № Гос.р. 31857-11
STE 3/123/145 S, Кл.т. 0,2,
Коэфф.тр.110000/√3//100/√3,
ТН№ Гос.р. 37110-08
Зав. № 2009/482438/RML (ф. А)
Зав. № 2009/482438/RML (ф. В)
Зав. № 2009/482438/RML (ф. С)
2
КЛ- 110 кВ
К-184
АМТ 3/123/145, Кл.т. 0,2S, Коэфф.тр. 500/1,
№ Гос.р. 37109-08
Зав. № 2009/482440/RML (ф. А)
Зав. № 2009/482440/RM (ф. В)
Зав. № 2009/482440/RM (ф. С)
Альфа А1800 (А1802RALQ-P4GB-DW-4),
Зав. № 01205095, Кл.т. 0,2S/0,5,R=5000
имп./кВт(квар)∙ч, № Гос.р. 31857-11
Таблица 5 - Документация и ПО, поставляемые в комплекте с АИИС КУЭ.
Наименование программного обеспечения, вспомогательного обору-
дования и документации
Количество,
экземпляр
Программный пакет «Пирамида 2000. Розничный рынок». Версия 3
Программное обеспечение электросчетчиков Альфа А1800
Формуляр 4441.425290.191. ФО
Методика поверки 4441.425290.191.МП
Инструкция по эксплуатации КТС 4441.425290.191.ИЭ;
Руководство пользователя 4441.425290.191.И3
1(один)
1(один)
1(один)
1(один)
1(один)
1(один)
Поверка
осуществляется по документу 4441.425290.191.МП «Система автоматизированная информа-
ционно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ПС
110/10
кВ
№ 121 «Синопская». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в
сентябре 2013г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,
МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800 по документу
«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Мето-
дика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2011г;
- средства поверки устройства сбора и передачи данных RTU-325 в соответствии с методи-
кой поверки «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика повер-
ки» ДЯИМ.466453.005 МП, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в мае 2008 г;
- радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта
выходногоимпульсакшкалекоординированноговремениUTC,±1мкс,
№ Госреестра 27008-04.
Лист № 7 Trial
листов 7
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и
мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы
коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ № 121 «Си-
нопская»» 4441.425290.191.М1.
Нормативные документы, устанавливающие требования к «Системе автоматизиро-
ванной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (мощно-
сти) (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ № 121 «Синопская»
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие техни-
ческие условия».
2. ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метроло-
гическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ Р 52323-05 (МЭК 62053-22:2003) «Национальный стандарт Российской Федерации.
Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования.
Часть 22. Статистические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
4. ГОСТ Р 52425-05 (МЭК 62053-23:2003) «Национальный стандарт Российской Федерации.
Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования.
Часть 23. Статистические счетчики реактивной энергии».
5. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
6. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-
печения единства измерений
-при осуществлении торговли и товарообменных операций.
Изготовитель
ООО «ГорЭнергоПроект»
Адрес: 190121, г. Санкт-Петербург, ул. Лоцманская, д. 20, лит. А, пом. 14-Н
тел: (812) 677-21-23 доб, факс: (812) 677-21-25
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;
E-mail:
,
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в
целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологииФ.В. Булыгин
М.п.«____» __________ 2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.