Приложение к свидетельству № 59747
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 10
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
(в редакции, утвержденной приказом Росстандарта № 908 от 11.07.2016 г.)
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока
ПС 220 кВ Береговая-2
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ)
филиала
ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ
Береговая-2 (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 0,5S по ЕОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН)
класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии
Альфа А1800 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии); 0,5
по ГОСТ 26035-83 и ГОСТ Р 52425-05 (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-325T, Госреестр
№ 44626-10, зав. № 005768), 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.
Измерительный канал (далее - ИК) состоит 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,
Лист № 2 Trial
листов 8
хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных. Данные
из УСПД RTU-325T поступают на уровень ИВК АИИС КУЭ по оптоволоконному каналу в
ЦСОД исполнительного аппарата (ИА) ОАО «ФСК ЕЭС», г. Москва и ИВК Филиала
ОАО «ФСК ЕЭС»
МЭС Востока 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» 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,передачаинформациисмежнымсубъектамиинымзаинтересованным
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). 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).
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не
хуже ± 5,0 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.
не ниже 1.00
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки)
1
Значение
2
Идентификационное наименование ПО
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС
«Метроскоп»
Номер версии
(идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные, если имеются
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E
MD5
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ,указанные в таблице 2,
нормированы с учетом ПО.
Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
«высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Лист № 3
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав 1-го уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Номер ИК
Вид СИ, класс точности,
коэффициент
трансформации,
№ Госреестра СИ
Обозначение, тип
Заводской
номер
ТТ
ТН
3-6
ТН
1-6
1
ПС 220/110/6 кВ «Береговая-2»,
ЗРУ-6 кВ, 1с-6 кВ, яч.2, Ф-2
K
T
=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
Таблица 2 – Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК
Состав 1-го уровняМетрологические характеристики
Основная
относительная
погрешность
(±
d
) %
Наименование
объекта учета
Ктт - Ктн - Kсч
Наименование
имеряемой
величины
Вид
Относительная
погрешность ИК в
рабочих условиях
энергии
ИК, (±
d
) %
эксплуатации,
cos
j
= 0,87cos
j
= 0,5
123
4
5
sin
j
= 0,5 sin
j
= 0,87
678910
K
T
=0,5S
Ктт=600/5
№ 51623-12
Кт=0,5
Ктн=6000/√3/100/√3
№ 35956-07
Кт=0,5
K
TH
=6000/√3/100/√3
№ 35956-07
АТОЛ-СЭЩ
ВТОЛ-СЭЩ
СТОЛ-СЭЩ
А ЗНОЛ-СЭЩ-6
В ЗНОЛ-СЭЩ-6
С ЗНОЛ-СЭЩ-6
А ЗНОЛ-СЭЩ-6
В ЗНОЛ-СЭЩ-6
С ЗНОЛ-СЭЩ-6
12113-14
12144-14
12134-14
01212-09
01213-09
01214-09
01209-09
01210-09
01211-09
Счетчик
DW-4
A1802RALQ-P4GB-
01272872
7200
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная
1,04,8
реактивная
2,32,7
Лист № 4
Всего листов 8
ТТ
ТН
3-6
ТН
1-6
2
ПС 220/110/6 кВ «Береговая-2»,
ЗРУ-6 кВ, 1с-6 кВ, яч.4, Ф-4
K
T
=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
ТТ
ТН
4-6
ТН
2-6
3
КЛ 6 ф.42 Звезда ДЦСС
K
T
=0,2S/0,5
Ксч=1
№ 31857-11
Продолжение таблицы 2
12
10
3
K
T
=0,5S
Ктт=600/5
№ 51623-12
4
АТОЛ-СЭЩ
ВТОЛ-СЭЩ
СТОЛ-СЭЩ
56789
12154-14
12135-14
12112-14
Кт=0,5
Ктн=6000/√3/100/√3
№ 35956-07
Кт=0,5
K
TH
=6000/√3/100/√3
№ 35956-07
А ЗНОЛ-СЭЩ-6
В ЗНОЛ-СЭЩ-6
С ЗНОЛ-СЭЩ-6
А ЗНОЛ-СЭЩ-6
В ЗНОЛ-СЭЩ-6
С ЗНОЛ-СЭЩ-6
01212-09
01213-09
01214-09
01209-09
01210-09
01211-09
Счетчик
DW-4
A1802RALQ-P4GB-
01272873
7200
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная
1,04,8
реактивная
2,32,7
K
T
=0,5S
Ктт=600/5
№ 51623-12
Кт=0,5
Ктн=6000/√3/100/√3
№ 35956-07
Кт=0,5
K
TH
=6000/√3/100/√3
№ 35956-07
АТОЛ-СЭЩ
ВТОЛ-СЭЩ
СТОЛ-СЭЩ
А ЗНОЛ-СЭЩ-6
В ЗНОЛ-СЭЩ-6
С ЗНОЛ-СЭЩ-6
А ЗНОЛ-СЭЩ-6
В ЗНОЛ-СЭЩ-6
С ЗНОЛ-СЭЩ-6
8191
8192
8178
01231-09
01233-09
01234-09
01232-09
01236-09
01253-09
Счетчик
DW-4
A1802RALQ-P4GB-
01157400
7200
Энергия активная, WP
Энергия реактивная, WQ
активная
1,04,8
реактивная
2,32,7
Лист № 5
Всего листов 8
Примечания:
1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±
d
%»
приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной
вероятности Р=0,95, cos
j
=0,5 (sin
j
=0,87), токе ТТ, равном 2 (5) % от Iном и температуре
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 30°С.
2. Нормальные условия:
- параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
-параметры сети: диапазон напряжения (от 0,98 до 1,02)Uн; диапазон силы тока
(от 1,0 до 1,2)Iн; диапазон коэффициента мощности cos
j
(sin
j
) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 60 до 60°С; счетчиков: в
части активной и реактивной энергии (23±2) °С, УСПД - от 15 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 (от 0,01 (0,02) до 1,2)Iн1; коэффициент мощности coscp (sin
j
) от 0,5 до 1,0
(от 0,6 до 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до 55°С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (от 0,9 до 1,1)Uн2; диапазон силы
вторичного тока (0,01 - 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности coscp (sin
j
) от 0,5 до 1,0
(от 0,6 до 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от минус 40 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 0 до 50°С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление от 70 до 106,7 кПа
4. 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 - не
менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов, среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время
восстановления работоспособности тв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и
устройства АВР;
Лист № 6
Всего листов 8
- 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 - суточных данныхо тридцатиминутных приращениях электропотребления
(выработки) по каждому каналу не менее 35 суток;
- ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплутационной документации
насистемуавтоматизированнуюинформационно-измерительнуюкомерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ Береговая-2
типографским способом.
насистему ина
Кол. (шт)
2
6
3
12
3
Комплектность средства измерений
Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументация
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование (обозначение) изделия
1
Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ
Трансформаторы тока ТЛО-10
Трансформаторы напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-6
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный
Альфа А1800
Устройство сбора и передачи данных RTU-325T
Методика поверки
1
1
Лист № 7
Всего листов 8
Продолжение таблицы 3
1
Паспорт - Формуляр
Техническое задание ТДВ.411711.039.ТЗ
2
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 61551-15 "Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ
«Берегова-2». Методика поверки", утвержденному ФГУП "ВНИИМС" в июне 2015 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 "Трансформаторы тока. Методика
поверки";
- длятрансформаторовнапряжения-всоответствиисГОСТ8.216-2011
"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 3195-2009 «Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика
выполнения измерений без отключения цепей»;
- поМИ3196-2009«Вторичнаянагрузкатрансформаторовтока.Методика
выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии
трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки. ДЯИМ. 411152.018 МП»,
утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 году и документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики
электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа 1800. Методика поверки»,
утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 19 мая 2006 г.;
-для УСПД RTU-325T - в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи
данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДЯИМ.466215.005 МП», утвержденной
ФГУП «ВНИИМС» в 2010 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.
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20
до 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %,
дискретность 0,1 %.
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 220 кВ
«Береговая-2».
Метод измерений изложен в документе ТДВ.411711.039.ТЗ АИИС КУЭ филиала
ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ Береговая-2. Техническое задание.
Лист № 8
Всего листов 8
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока ПС 220 кВ Береговая-2
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
Общество с ограниченной ответственностью «Телекор ДВ» (ООО «Телекор ДВ»)
ИНН 2722065434
Юридический адрес: 680026. г. Хабаровск, ул. Тихоокеанская 60а, оф. 1
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Тел.: +7 (495)437-55-77 / 437-56-66
Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний
измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru