Untitled document

Приложение к свидетельству № 57551

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 1167 от 06.10.2015 г.)

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Барабинская»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Барабинская» (далее по тексту – АИИС КУЭ)

предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,

хранения и передачи полученной информации.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного

управления энергопотреблением на ПС 500 кВ «Барабинская» ОАО «ФСК ЕЭС».

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерения.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие

уровни:

1-й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту –

ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН) по, счетчики активной

и реактивной электроэнергии (далее по тексту – счетчики), вторичные измерительные цепи и

технические средства приема-передачи данных;

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

включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему обеспечения

единого времени (СОЕВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для

обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное

оборудование;

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень

обеспечивает выполнение следующих функций:

- синхронизацию шкалы времени ИВК;

- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);

- обработку данных и их архивирование;

- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС

Сибири не менее 3,5 лет;

- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка

электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных;

устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ)

на базе персонального компьютера (далее по тексту – ПК); каналообразующую аппаратуру;

средства связи и передачи данных.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на

измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения

аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы

электрическоготокаинапряжениявмикропроцессорахсчетчиковвычисляются

соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые

Лист № 2

Всего листов 9

усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за

период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-

передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной

информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов

измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств

измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям

связи (интерфейс RS-485).

КоммуникационныйсерверопросаИВКАИИСКУЭединойнациональной

(общероссийской) электрической сети (далее по тексту – ЕНЭС) «Метроскоп» автоматически

опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала

(основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по

резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные

данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК

АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений

потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на

глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы

автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между центром сбора и обработки данных

(далее по тексту – ЦСОД) ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Сибири

происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи

электроэнергетики (ЕЦССЭ).

Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»

автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМL, и

автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления

коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС».

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии

и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод

передачи данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для

синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации

системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает

автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога

1с происходит

коррекция часов сервера. Часы УСПД синхронизируются при каждом сеансе связи УСПД -

сервер, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение,

превышающее ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью

1 раз в 30 мин, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и

УСПД более чем на ± 1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по

оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду

малости значений. Поправка часов счетчиков согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом

температурной составляющей – ± 1,5 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Лист № 3

Всего листов 9

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по

тексту – СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого

учета электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту – АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп».

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» используется при коммерческом учете электрической

энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а

также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах,

предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», установленного в

ИВК, указаны в таблице 1.

1.00

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПО СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»

Номер версии

(идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПОD233ED6393702747769A45DE8E67B57E

Другие идентификационные данные, если

имеются

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет

математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего

разряда измеренного (учтенного) значения.

СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не влияет на метрологические

характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует

уровню «высокий» согласно Р 50.2.77-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Состав 1-го и 2-го уровней ИК

№

ИК

ВЛ-220 кВ

Чулымская-

Барабинская с

отпайкой на ПС

Груздевка (244)

ТГФ 220-II*

кл.т 0,2

Ктт = 1000/1

Зав. № 32; 294;

Госреестр

№ 20645-05

Таблица 2 – Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ

Диспетчерское

наименование точки

учёта

электрической

ТрансформаторТрансформатор

Счётчик

ИВКЭ

тока напряжения

энергии

(УСПД)

123456

НАМИ-220 УХЛ1

кл.т 0,2 A1802RAL-P4GB- RTU-325

Ктн = DW-4 зав. №

(220000/√3)/(100/√3)кл.т 0,2S/0,5002475;

Зав. № 1456; 1457; Зав. № 01229005 002476

1458ГосреестрГосреестр

Госреестр № 31857-11 № 37288-08

№ 20344-05

Лист № 4

Всего листов 9

ВЛ-220 кВ

Татарская-

Барабинская (245)

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

кл.т. 0,2S/0,5

зав. №

01215681

Госреестр

№ 31857-06

RTU-325

зав. №

002475;

002476

Госреестр

№ 37288-08

ШСОВ-220 кВ ПС

Барабинская (ПС

Сибирь)

EA02RAL-P4B-4

кл.т 0,2S/0,5

Зав. № 01164349

Госреестр

№ 16666-97

RTU-325

зав. №

002475;

002476

Госреестр

№ 37288-08

JR 0,5

кл.т 0,2

Ктт = 2000/1

Зав. № 3348;

3345; 3346

Госреестр

№ 35406-07

ЕА02RAL-P4B-4

кл.т 0,2S/0,5

Зав. № 01164351

Госреестр

№ 16666-97

RTU-325

зав. №

002475;

002476

Госреестр

№ 37288-08

Фидер 33К (ВЛ 10

кВ Барабинская-

Олененок)

ТОЛ 10

кл.т 0,2

Ктт = 600/5

Зав. № 1538;

1037; 1030

Госреестр

№ 7069-79

НАМИ-10

кл.т 0,5

Ктн = 10000/100

Зав. № 121

Госреестр

№ 11094-87

ВЛ-220 кВ

Барабинская ТЭЦ-

Барабинская (248)

Продолжение таблицы 2

123456

ТЕМР 245

ТГФ 220-II*кл.т 0,2

кл.т 0,2SКтн =

Ктт = 1000/1(220000/√3)/(100/√3)

Зав. № 202; 200; Зав. № Т09252203;

201Т09252204;

Госреестр Т09252206

№ 20645-05 Госреестр

№ 25474-03

ТЕМР 245

ТГФ 220-II*кл.т 0,2

кл.т 0,2SКтн =

Ктт = 1000/1(220000/√3)/(100/√3)

Зав. № 199; 203; Зав. № Т09252203;

204Т09252204;

Госреестр Т09252206

№ 20645-05 Госреестр

№ 25474-03

1АТ-220

CPB 245

кл.т 0,2

Ктн =

(220000/√3)/(100/√3)

Зав. № 8770416;

8770417; 8770418

Госреестр

№ 15853-06

А1805RAL-P4GB- RTU-325

DW-4зав. №

кл.т 0,5S/1,0002475;

Зав. № 01229008 002476

Госреестр Госреестр

№ 31857-11 № 37288-08

Ктн =

Зав. № Т09252203;

Т09252204;

Т09252206

кл.т 0,2DW-4

ТЕМР 245

ТГФ 220-II*

кл.т 0,2

A1802RAL-P4GB- RTU-325

зав. №

Ктт = 1000/1

(220000/√3)/(100/√3)

кл.т 0,2S/0,5002475;

Зав. № 30; 31; 27 Зав. № 01229006 002476

Госреестр Госреестр Госреестр

№ 20645-05

Госр

ее

стр

№ 31857-11 № 37288-08

№ 25474-03

Лист № 5

Всего листов 9

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении активной электрической энергии в рабочих

Номер ИКcosφ

условиях эксплуатации АИИС КУЭ (

δ), %

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2)%

изм

< I

5 %

изм

20 %

изм

100%

100 %

изм

120%

1,0-

1, 4, 6

0,9 -

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2; 0,8 -

ТН 0,2) 0,7

0,5-

1,0 ±1,2

2, 3,

0,9 ±1,3

(Счетчик 0,2S; ТТ 0,2S; 0,8 ±1,4

ТН 0,2) 0,7

±1,6

0,5±2,1

1,0 -

0,9-

(Счетчик 0,5S; ТТ 0,2;0,8-

ТН 0,5)

0,7-

0,5-

±1,1±0,8±0,7

±1,2±0,9±0,8

±1,4±0,9±0,8

±1,6±1,0±0,9

±2,1±1,3±1,1

±0,8±0,7±0,7

±0,9±0,8±0,8

±1,0±0,8±0,8

±1,1±0,9±0,9

±1,4±1,1±1,1

±1,7±1,5±1,5

±1,8±1,6±1,5

±2,0±1,6±1,6

±2,2±1,8±1,7

±2,9±2,1±2,0

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении реактивной электрической энергии в рабочих

Номер ИКcosφ

условиях эксплуатации АИИС КУЭ (δ), %

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2)%

изм

< I

5 %

изм

20 %

изм

100%

100 %

изм

120%

0,9-

±2,3±1,3±1,0

±1,6±0,9±0,7

±1,3±0,8±0,6

1, 4, 60,8-

(Счетчик 0,5; ТТ 0,2;

ТН 0,2)

0,7-

0,5-

±1,1±0,6±0,5

0,9±2,3

±1,3±1,0±1,0

±0,9±0,7±0,7

±0,8±0,6±0,6

2, 3,0,8

±1,6

(Счетчик 0,5; ТТ 0,2S;

ТН 0,2)

0,7±1,3

0,5±1,1

±0,6±0,5±0,5

0,9-

±4,7±4,3±3,8

±4,2±3,6±3,5

±4,0±3,5±3,4

0,8-

(Счетчик 1,0; ТТ 0,2;

ТН 0,5)

0,7-

0,5-

±3,8±3,3±3,3

Лист № 6

Всего листов 9

Примечания:

1 Погрешность измерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

=1,0 нормируется от I

, а

погрешность измерений

1(2)%P

1(2)%Q

для cos

<1,0 нормируется от I

;

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

3 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой);

4 Нормальные условия эксплуатации :

Параметры сети:

диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн;

диапазон силы тока - от 0,01∙ Iн до 1,2∙Iн;

температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 ˚С; счетчиков -от 18

до 25 ˚С; УСПД - от 10 до 30 ˚С; ИВК - от 10 до 30 ˚С;

частота - (50

0,15) Гц.

5 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9∙Uн1 до 1,1∙Uн1; диапазон

силы первичного тока - от 0,01∙Iн1 до 1,2∙Iн1;

частота - (50

0,4) Гц;

температура окружающего воздуха - от минус 30 до 35 ˚С.

Для счетчиков электроэнергии:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9∙Uн2 до 1,1∙Uн2; диапазон

силы вторичного тока - от 0,01∙Iн2 до 1,2∙Iн2;

частота - (50

0,4) Гц;

температура окружающего воздуха - от 10 до 30 ˚С.

6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в

таблице 2.

7 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 –

активная, реактивная.

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;

счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА – среднее время наработки на отказ не менее

50000 часов;

счетчики электроэнергии "Альфа А1800" – среднее время наработки на отказ не

менее 120000 часов;

УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 100 000 часов, среднее время

восстановления работоспособности 1 час.

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 счетчиков и УСПД фиксируются факты:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекция шкалы времени.

Лист № 7

Всего листов 9

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчиков электроэнергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД.

наличие защиты на программном уровне:

пароль на счетчиках электроэнергии;

пароль на УСПД;

паролина сервере,предусматривающиеразграничение прав доступа к

измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

электросчетчики – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при

отключении питания – до 5 лет;

ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по

каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при

отключении питания – не менее 3 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Наименование

Тип

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Кол-во,

шт.

ТГФ 220-II*

JR 0,5

ТОЛ 10

НАМИ-220 УХЛ1

ТЕМР 245

CPB 245

НАМИ-10

A1802RAL-P4GB-DW-4

EA02RAL-P4B-4

1 Трансформатор тока

2 Трансформатор тока

3 Трансформатор тока

4 Трансформатор напряжения

5 Трансформатор напряжения

6 Трансформатор напряжения

7 Трансформатор напряжения

8 Счетчик электрической энергии

многофункциональный

9 Счетчик электрической энергии

многофункциональный

10 Счетчик электрической энергии

многофункциональный

А1805RAL-P4GB-DW-4

Лист № 8

Всего листов 9

RTU-3251

Продолжение таблицы 4

11 Устройство сбора и передачи

данных для автоматизации измерений и

учета энергоресурсов

12 Методика поверки

13 Паспорт – формуляр

МП 2084/500-2014 1

АУВП.411711.ФСК.029.09.ИН.ФО 1

Поверка

осуществляется по документу МП 2084/500-2014 "ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС

500 кВ «Барабинская». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" в

декабре 2014 г.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о

поверке.

Перечень основных средств поверки:

для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока.

Методика поверки";

длятрансформаторовнапряжения–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";

для счетчиков электроэнергии ЕвроАЛЬФА – по методике поверки, утвержденной

ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 г.;

длясчетчиковэлектроэнергии«АльфаA1800»-пометодикеповерки

МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;

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

и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП», 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 с счетчиками

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

средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения

напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком – по

МИ 3000-2006.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической

энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ

«Барабинская».

Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/208-2014 от

05.12.2014 г.

Лист № 9

Всего листов 9

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС

ПС 500 кВ «Барабинская»

1 ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия".

2 ГОСТ34.601-90"Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания".

3 ГОСТ Р 8.596-2002 "ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения".

Изготовитель

Открытоеакционерноеобщество"ФедеральнаясетеваякомпанияЕдиной

энергетической системы" (ОАО "ФСК ЕЭС")

ИНН 4716016979

Юридический адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А

Тел.: +7 (495) 710-93-33; Факс: +7 (495) 710-96-55

Заявитель

Обществосограниченнойответственностью"Инженерныйцентр

"ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ" (ООО «ИЦ ЭАК»)

Юридический адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4

Тел.: +7 (495) 620-08-38; Факс: +7 (495) 620-08-48

Испытательный центр

Федеральноебюджетноеучреждение«Государственныйрегиональныйцентр

стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»)

Адрес: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31

Тел.: +7 (495) 544-00-00

Аттестат аккредитации ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа RA RU.310639 от 16.04.2015 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.

___ » ________________ 2015 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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