Untitled document

Приложение к свидетельству № 56412

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии(АИИСКУЭ)ПС220/110/35/10кВ«Ванино»филиала

ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока в части дополнительных точек учета

Назначение средства измерений

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоучета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -

МЭС Востока в части дополнительных точек учета (далее– АИИС КУЭ) предназначена для

измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора,

обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) класса

точности 0,2S, 0,5, измерительные трансформаторы напряжения (далее – ТН) класса точности 0,2 и

счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,2S (в части

активной электроэнергии) и 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные

цепи.

2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее – ИВКЭ),

включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД RTU-325L, Госреестр

№ 37288-08, зав. № 004437), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование.

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер баз данных (далее БД), обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений;

технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав

доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными

трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи

поступают на 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 мощности, которые усредняются за период 0,02 с.

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям

активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение

мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков. Полученная

информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление

электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение

измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных. Данные из УСПД

RTU-325L поступают на уровень ИВК АИИС КУЭ в ЦСОД исполнительного аппарата (ИА)

ОАО »ФСК ЕЭС», г. Москва для последующего хранения и передачи.

Далее, данные с уровня АИИС КУЭ в ЦСОД ИА ОАО «ФСК ЕЭС» по цифровым каналам

связи (на участке «подстанция – ИА ОАО «ФСК ЕЭС» каналы связи организованы посредством

Лист № 2

Всего листов 8

малых земных станций спутниковой связи (МЗССС) и на участке «ИА ОАО «ФСК ЕЭС» - ИВК

МЭС Востока» - с использованием единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ)

поступают в базу данных сервера уровня ИВК МЭС Востока, где происходит хранение

поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации

смежным субъектам и иным заинтересованным организациям путем формирования файлов формата

XML80020.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), которая

выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию часов

компонентов АИИС КУЭ. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени

(далее – УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой

глобальной системы позиционирования (GPS) Garmin GPS316x-HVS. Сличение времени часов

УСПД происходит при каждом сеансе связи с УССВ. Часы счетчика синхронизируются от часов

УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении

часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и

корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Специализированное программное обеспечение АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)- далее

СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС (Метроскоп), имеет структуру автономного программного обеспечения.

ПО обладает идентификационными признаками, приведенными в таблице 1.

Идентификационное

наименование

программного

обеспечения

Наимено-

вание файла

Номер версии

(идентифика-

ционный номер)

программного

обеспечения

Цифровой

идентификатор

программного

обеспечения

(контрольная сумма

исполняемого кода)

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентификатора

программного

обеспечения

Метроскоп

1.00

D233ED6393702747769A

45DE8E67B57E

MD5

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

DataServer.

exe,

DataServer_US

PD.exe

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с

учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой

подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты –

«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 8

Номер ИК

Наименование объекта

учета

Заводской

номер

Ктт ·Ктн ·Ксч

Вид

энергии

Основная

относительная

погрешность

ИК,

(±δ) %

Счетчик

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1

№ 31857-06

A1802RALX-P4GB-

DW-4

01192622

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, WQ

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК.

Состав 1-го уровня АИИС КУЭМетрологические характеристики ИК

Вид СИ,

класс точности,

коэффициентОбозначение, тип

трансформации,

№ Госреестра СИ

Наименование

измеряемой величины

Относительная

погрешность ИК в

рабочих условиях

эксплуатации,

(±δ) %

78910

ТТ

ТН

12 34

Кт=0,2S А TG145 N

Ктт=500/5 B TG145 N

№ 30489-05 C TG145 N

Кт=0,2 А DDB 123

Ктн=110000/√3/100/√3 B DDB 123

№ 52350-12

C DDB 123

04306

04304

04305

12015974/5

12015974/6

12015974/7

ПС Ванино, ОРУ-110 кВ яч.

№9 ВЛ-110 кВ Ванино –

Лесозаводская №1 (С-131)

110000

Активная0,51,9

Реактивная1,12,0

Лист № 4

Всего листов 8

Продолжение таблицы 2

Счетчик

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1

№ 31857-06

A1802RALX-P4GB-

DW-4

01192624

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, WQ

ТТ

ТН

ПС Ванино, ОРУ-110 кВ

ОСЭВ-110кВ

Счетчик

Кт=0,2S/0,5

Ксч=1

№ 31857-06

A1802RALX-P4GB-

DW-4

01192625

110000

Энергия активная, WP

Энергия реактивная, WQ

78910

ТТ

ТН

12 34

Кт=0,2S А TG145 N

Ктт=500/5 B TG145 N

№ 30489-05 C TG145 N

Кт=0,2 А DDB 123

Ктн=110000/√3/100/√3 B DDB 123

№ 52350-12

C DDB 123

trial

04301

04303

12015974/1

12015974/2

12015974/3

ПС Ванино, ОРУ-110 кВ яч.

№8 ВЛ-110 кВ Ванино –

Лесозаводская №2 (С-132)

110000

Активная0,51,9

Реактивная1,12,0

Кт=0,5

Ктт=1000/5 B

№ 2793-88

Кт=0,2 А

Ктн=110000/√3/100/√3 B

№ 52350-12

Кт=0,2 А

Ктн=110000/√3/100/√3 B

№ 52350-12

ТФЗМ-110Б-ШУ1

DDB 123

5098

5245

5209

12015974/5

12015974/6

12015974/7

12015974/1

12015974/2

12015974/3

Активная0,95,4

Реактивная2,02,6

Лист № 5

Всего листов 8

Примечания:

1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± δ, %»

приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной

вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 2 (5) % от Iном и температуре

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10˚С до 30˚С .

2. Нормальные условия:

− параметры питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

− параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uн; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)Iн;

диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) – 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

− температура окружающего воздуха: ТТ и ТН- от минус 60°С до 40°С; счетчиков в

части активной и реактивной энергии (23 ± 2) ˚С; УСПД - от 15 ˚С до 25 ˚С;

− относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

3. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

− параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uн1; диапазон силы

первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87);

частота (50 ± 0,5) Гц;

− температура окружающего воздуха от минус 60°С до 40°С;

− относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

Для электросчетчиков:

− параметры сети: диапазон вторичного напряжения(0,9 - 1,1)Uн2; диапазон силы

вторичного тока (0,01(0,02) - 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5 - 1,0

(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

− магнитная индукция внешнего происхождения - не более 0,5 мТл;

− температура окружающего воздуха от минус 40˚С до 65˚С;

− относительная влажность воздуха (40-60) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

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 (100 ± 4) кПа

4. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по

ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной

электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

5. 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 порядке. Акт хранится совместно с

настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и

напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены

средний срок службы и средняя наработка на отказ;

- счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 –

неменее120000ч;среднеевремявосстановленияработоспособности

168 ч;

- УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 35 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности 1 час.

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Лист № 6

Всего листов 8

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:

-попытка несанкционированного доступа;

-факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

-изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-перерывы питания

Защищенность применяемых компонентов:

-наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-счетчика;

-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-испытательной коробки;

-УСПД;

-ИВК.

-наличие защиты на программном уровне:

-пароль на счетчике;

-пароль на УСПД;

-пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к

измерительным данным для различных групп пользователей;

-ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-счетчиках (функция автоматизирована);

-УСПД (функция автоматизирована);

-ИВК (функция автоматизирована);

Глубина хранения информации:

-электросчетчик

глубина хранения профиля нагрузки получасовых

интервалов не менее 35 суток;

-ИВКЭ

суточныхданныхотридцатиминутныхприращениях

электропотребления (выработки) по каждому каналу не менее 35 суток;

-ИВК – хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -

МЭС Востока в части дополнительных точек учета типографским способом.

Комплектность средства измерений

Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Лист № 7

Всего листов 8

Кол. (шт)

Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ

Наименование (обозначение) изделия

Трансформаторы тока TG145 N

Трансформаторы тока ТФЗМ-110Б-ШУ1

Трансформаторы напряжения DDB 123

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

Альфа А1800

Устройство сбора и передачи данных RTU-325L

Методика поверки

Формуляр

Инструкция по эксплуатации

Поверка

осуществляется по документу МП 58140-14 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10 кВ

«Ванино» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока в части дополнительных точек учета.

Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 2014 года.

Перечень основных средств поверки:

трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки»;

трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011

«ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005

«Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на

месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика

выполнения измерений без отключения цепей»;

по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения.

Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

счетчиков Альфа А1800 – в соответствии с документом МП 2203-0042-2006

«Счетчикиэлектрическойэнергиитрехфазныемногофункциональные

Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИСИ«ВНИИМ

им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

для УСПД RTU-325L – по документу «Устройства сбора и передачи данных

RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005М.», утвержденному

ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств

измерений 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со

счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

термогигрометр CENTER(мод.314): диапазонизмеренийтемпературы от

минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной

влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе 229450-03-12-ПД-Т27 «Автоматизированная

информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии филиала

ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока. Расширение АИИС КУЭ подстанций МЭС Востока в части

дополнительных точек учета. Проектная документация. Часть 27. «ПС 220 кВ Ванино».

Лист № 8

Всего листов 8

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10 кВ «Ванино» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -

МЭС Востока в части дополнительных точек учета

1. ГОСТ trial-94«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия».

2. ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

3. ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

4. ГОСТ 34.601-90«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

5. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.

Основные положения».

6. Проектная документация. Часть 27. «ПС 220 кВ Ванино», шифр 229450-03-12-ПД-Т27

«Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета

электрической энергии филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока. Расширение АИИС

КУЭ подстанций МЭС Востока в части дополнительных точек учета».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

- при осуществлении торговли.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Электротехнические системы»

(ООО «Электротехнические системы»)

Юридический адрес:

680014, Хабаровск, переулок Гаражный, 30А

Тел. (4212) 75-63-73

Факс (4212) 75-63-75

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:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

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.«____»_____________2014 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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