Untitled document

Приложение к свидетельству № 60280

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая» (далее - АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора,

обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной

электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и

реактивной мощности;

периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор

привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и

значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и

данных о состоянии средств измерений;

хранение результатов измерений в стандартной базе данных в течение не менее

3,5 лет;

обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях

информации;

разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и

фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в

различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической

энергии (далее внешним организациям);

передача результатов измерений по электронной почте в формате XML 1.0 по

программно-задаваемым адресам;

предоставлениеконтрольногосанкционированногодоступакрезультатам

измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб,

паролей и т.п.);

диагностика и мониторинг функционирования технических и программных

средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в

себя трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения

(далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии,

Лист № 2

Всего листов 9

вторичныеизмерительныецепиитехническиесредстваприема-передачиданных.

Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ

приведены в таблице 2.

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

включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее – УСПД),

каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее – УСВ)

УССВ-35HVS (GPS), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ) и программное

обеспечение.

3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее - ИВК), включающий в

себя Центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) ИА ПАО «ФСК ЕЭС», состоящий из

серверакоммуникационного,сервераархивовисерверабазданных;УССВ,

автоматизированныхрабочих мест (АРМ)на базеперсональногокомпьютера,

каналообразующую аппаратуру, средства связи и передачи данных и технические средства для

организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к

информации. В ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» используется программное обеспечение

(далее - ПО) «АИИС КУЭ ЕНЭС».

Первичныетокитрансформируютсяизмерительнымитрансформаторамив

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

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике

электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой

сигнал.Помгновенным значениямсилы электрическоготокаинапряженияв

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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы

УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации ТТ, хранение измерительной информации, ее накопление и

передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации

по подключенным к УСПД устройствам.

Для информационного обмена между счетчиками электрической энергии и УСПД

используется выделенный канал передачи данных, организованный посредством интерфейса

RS-485. Передача данных от счетчиков электрической энергии осуществляется по запросам,

сформированных в УСПД. Для информационного обмена между УСПД и АРМ используется

выделенный канал передачи данных, организованный посредством интерфейса Ethernet, между

УСПД и GSM- модемом посредством интерфейса RS-232. В качестве основного канала связи

используется ВОЛС (передача данных в ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС»), в качестве

резервного – телефонная сеть. Телефонная сеть используется при отсутствии ВОЛС.

Из ИВКЭ по запросу коммуникационного сервера информационно – измертельного

комплекса (ИВК) данные по каналам связи передаются на сервер ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» с

установленным на нем программным обеспечением.

ИВК включает в себя ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД АИИС КУЭ МЭС Северо-

Запада, а также устройства синхронизации времени в каждом ЦСОД, аппаратуру приема-

передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети

(ЛВС), разграничения прав доступа к информации и специализированное программное

обеспечение (СПО) «Метроскоп».

Лист № 3

Всего листов 9

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровень счетчиков электрической энергии, УСПД. АИИС КУЭ оснащена устройством

синхронизации времени УССВ-35HVS (GPS), на основе приемника сигналов точного времени

от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации

времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД

проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с,

погрешность синхронизации не более ± 1 с. Часы счетчиков электрической энергии

синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов

счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электрической энергии и УСПД 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

Программное обеспечение«АИИС КУЭ ЕНЭС» используетсяпри коммерческом

учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения

результатов измерения, а также их отображения, распечатку с помощью принтера и передачу

в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные ПО «АИИС КУЭ ЕНЭС», установленного в ИВК указаны

в таблице 2.

3.1.0

Цифровой идентификатор ПО

MD5

Значение

ПО «АИИС КУЭ ЕНЭС»

Таблица 2

Идентификационные признаки

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер)

ПО

B45A806C89B31900EBC38F962EC67813

DEB05041E40F7EA8AA505683D781295F

DataServer.exe, DataServer_USPD

Другие идентификационные данные

Алгоритмвычисленияцифрового

идентификатора ПО

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Высокий»

по Р50 2.077-2014

Лист № 4

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Измерительные компоненты

Номер ИК

Вид

электричес

кой

энергии

Л. Моглинская 1

ВЛ 110 кВ

Великорецкая –

Моглино

I цепь

ИК №PIK 19

ТОГФ -110 III

Кл. т. 0,2S

500/1

№ 568

№ 571

№ 573

Л. Моглинская 2

ВЛ 110 кВ

Великорецкая –

Моглино

II цепь

ИК №PIK 20

ТОГФ -110 III

Кл. т. 0,2S

500/1

№ 569

№ 570

№ 572

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Метрологические

характеристики

ИК

Оборудован

Наименование объектаие

ИВК

ТТТНСчётчикУСПД

(3-й

уровень)

Основн Погреш

ая ность в

погреш рабочих

ность, условия

%х, %

456

ПС 330/110/10 кВ « Великорецкая»

VCU 123

Кл. т. 0,2

№ 24200344

№ 24200345

Кл. т. 0,2S/0,5

110:√3/0,1:√3

A1802RALXQ-P4GB-DW-4

RTU-325

№ 24200343

№ 01219677

№ 000646

активная±0,6±1,5

реактивная±1,3±2,5

110:√3/0,1:√3

№ 01219686

RTU-325

VCU 123

Кл. т. 0,2

A1802RALXQ-P4GB-DW-4

№ 24200346

Кл. т. 0,2S/0,5

№ 000646

№ 24200348

№ 24200347

ЦСОД ИА

ПАО « ФСК

ЕЭС»;

УССВ;

Аппаратура

приема -

передачи

данных;

технические

средства для

организации

локальной

вычислител

ьной сети;

ПО «АИИС

КУЭ ЕНЭС»

активная±0,6±1,5

реактивная±1,3±2,5

Лист № 5

Всего листов 9

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и

средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) U

ном

; ток (1,0 – 1,2) I

ном

частота - (50

0,15) Гц; cos

= 0,9 инд.;

- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков -

от плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4. Рабочие условия эксплуатации:

- для ТТ и ТН:

– параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн

; диапазон

силы первичного тока - (0,02 – 1,2) Iн

; коэффициент мощности

cos

(sin

) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5); частота - (50

0,4) Гц;

– температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

- для счетчиков электрической энергии:

– параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн

; диапазон

силывторичноготока-(0,01–1,2)Iн

;коэффициентмощности

cos

(sin

) - 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5); частота - (50

0,4) Гц;

− относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

– температура окружающего воздуха:

– от минус 40 до плюс 65 °C;

– магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

- для аппаратуры передачи и обработки данных:

− параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

− температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;

− относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

− атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos

= 0,8 инд и температуры

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии для ИК № 1 - 2

от 0 до плюс 40 °C.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

–счётчик электрической энерги A1802RALХQ-Р4GB-DW-4 – среднее время

наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности

tв = 2 ч;

–УСПД RТU-325 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 55000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

–защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью

источника бесперебойного питания;

Лист № 6

Всего листов 9

–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться в организации–участники оптового рынка электрической энергии с помощью

электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

– журнал счётчика электрической энергии:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике электрической энергии;

– журнал УСПД:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике электрической энергии и УСПД;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком электрической энергии;

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– счётчика электрической энергии;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– УСПД;

– сервера;

–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

– счетчика электрической энергии;

– УСПД;

– сервера.

Возможность коррекции времени в:

– счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

– УСПД (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

– о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

– измерений 30 мин (функция автоматизирована);

– сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

– счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания -не

менее 10 лет;

– УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии

по каждому каналу и электрической энергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не

менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

– Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не

менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему

автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электрической

энергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая» типографским способом.

Лист № 7

Всего листов 9

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

№ Госреестра

31857-06

37288-08

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

НаименованиеТип

44640-10

53610-13

Количество,

шт.

энергии

Трансформатор токаТОГФ -110 III

Трансформатор напряжения VCU 123

Счётчик электрической

A1802RALХQ-

многофункциональный

Р4G

W-4

Устройство сбора и передачиRTU325-E1-512-M3-

данных B8-Q-I2-G

Программное обеспечение

ПО «АИИС КУЭ

ЕНЭС»

Методика поверки -

Формуляр -

Поверка

осуществляется по документу МП 62056-15 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ

«Великорецкая».Измерительныеканалы.Методикаповерки»,утвержденному

ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2015 г.

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/илиМИ 2925-2005

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

эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

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

отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

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

отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

счетчиков электрической энергии A1802RALХQ-Р4GB-DW-4 – по документу

МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева»

19 мая 2006 г.;

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

RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466453.005 МП», согласованному с 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;

Лист № 8

Всего листов 9

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с

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

термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры 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 «Методика измерений электрической энергии

и мощности с использованием АИИС КУЭ ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая», аттестованной

ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета

электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ «Великорецкая»

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

технические условия.

2ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

Основные положения.

Изготовитель

Публичное акционергное общество «Федеральная сетевая компания Единой энергетической

системы» (ПАО «ФСК ЕЭС)

ИНН 4716016979

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

Тел.:+7(495)7109333

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Тест-Энерго»

(ООО «Тест-Энерго»)

Юридический адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 1-2-3

Почтовый адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 25-35

Тел./факс: (499) 755-63-32

E-mail:

info@t-energo.ru