Untitled document

Приложение к свидетельству № 61065

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Сибирская»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 500 кВ «Сибирская» (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 «Сибирская» ПАО «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:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по

тексту – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по

тексту – ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по

тексту – Сч или Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-

передачи данных;

Второй 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;

Третий 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 Центра сбора и обработки данных (далее

по тексту – ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» 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

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

период значениям активной и полной мощности.

Лист № 2 Trial

листов 9

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 сбор и хранение результатов

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

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния 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.

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку

измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и 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 ЦСОД ПАО «ФСК ЕЭС» и

ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной 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 ± 1 с происходит

коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется УССВ ИВКЭ, коррекция

проводится при расхождении часов УСПД и УССВ на значение, превышающее ± 1 с. Часы

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

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

Программное обеспечение

ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение

Автоматизированная информационно-измерительнаясистемакоммерческогоучета

электроэнергии ЕНЭС «Метроскоп» (далее по тексту – СПО 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.

Лист № 3

Всего листов 9

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 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

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

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

№

ИК

Счётчик

электрической

Зав. № 97-1; 96-

кл.т 0,2

Ктн =

Госреестр

11;Зав. № 01101242

97-2Госреестр

RTU-325

НД-220

Ктн =

кл.т 0,2S/0,5

2ОВ-220 кВЗав. № 01101192

Госреестр

№ 16666-97

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

Диспетчерское

Состав 1-го и 2-го уровней ИК

наименование точки ТрансформаторТрансформаторИВКЭ

учётатока напряжения

энергии

(УСПД)

123456

ТВС-220-40

CU 245

кл.т 0,5EA02RAL-P4-B-4

ВЛ-220 кВ ГПП-2-

1000/5

(220000/√3)/(100/√3)

кл.т

0,2S/0,5

зав. № 608

Сибирская Зав. № 24500301; Госреестр

Госреестр

24500299; 24500313

№ 16666-97

№ 37288-08

№ 3196

№ 53610-13

VCU 245

кл.т 0,2

ТФ

кл.т 0,5

-IV

(220000/√3)/(100/√3)

02RA

L-

P4-B-4

RTU-325

Ктт = 2000/5Зав. № 24500301;зав. № 608

Зав. № 3988; 399324500299; 24500313;Госреестр

Госреестр24500302; 24500300; № 37288-08

№ 3694-73 24500312

Госреестр

№ 53610-13

Лист № 4

Всего листов 9

RTU-325

зав. № 608

Госреестр

№ 37288-08

Продолжение таблицы 2

456

ПС 500/220/10 кВ

Сибирская;

3ЗРУ-10 кВ;

1С-10 кВ; яч.13;

КЛ-10 кВ Восток-1

И-10-95

№ 20186-00

кл.т 0,2S/0,5

Зав. № 01113732

Госреестр

НАМ

кл.т 0,5

УХЛ2

ЕА02RАL-P4-В-4

RTU-325

Ктн = 10000/100зав. № 608

Зав. № 3342Госреестр

Госреестр

№ 16666-97

№ 37288-08

ПС 500/220/10 кВ

Сибирская;

4ЗРУ-10 кВ; 2С-10

кВ; яч.8;

КЛ-10 кВ Восток-2

И-10-95

№ 20186-00

кл.т 0,2S/0,5

Зав. № 01101046

Госреестр

НАМ

кл.т 0,5

УХЛ2

ЕА02RА

L-

P4-В-4

RTU-325

Ктн = 10000/100зав. № 608

Зав. № 3982Госреестр

Госреестр

№ 16666-97

№ 37288-08

ПС 500/220/10 кВ

Сибирская;

5 ЗРУ-10 кВ;

1С-10 кВ; яч.7;

КЛ-10 кВ КТПН-2

кл.т 0,5

Зав. № 3342

кл.т 0,2S/0,5

Госреестр

№ 16666-97

зав. № 608

НАМ

-10

95УХЛ2

ЕА02RАL-P4-В-4

RTU-325

Ктн = 10000/100

Зав. № 01106006

Госре

ес

тр

Госреестр№ 37288-08

№ 20186-00

ВЛ-500 кВ

6Сургутская

ГРЭС-2 -Сибирская

ТОЛ-10-1

кл.т 0,5

Ктт = 300/5

Зав. № 23097;

23098; 22982

Госреестр

№ 15128-07

ТОЛ-10-1

кл.т 0,5

Ктт = 300/5

Зав. № 22981;

23085; 23196

Госреестр

№ 15128-07

ТОЛ-10-1

кл.т 0,5

Ктт = 300/5

Зав. № 23086;

23088; 23089

Госреестр

№ 15128-07

IOSK 550

кл.т. 0,2

Ктт =2000/1

Зав. №

30089/010-001;

30089/010-002;

30089/010-008;

30089/010-003;

30089/010-015;

30089/010-004;

Госреестр

№ 26510-09

DFK 525

кл.т 0,2

Ктн =EA02RAL-P4-B-4

(500000/√3)/(100/√3) кл.т 0,2S/0,5

Зав. № 0802137/1; Зав. № 01101012

0802137/14; Госреестр

0802137/26№ 16666-97

Госреестр

№ 23743-02

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 (

)

5 %

20 %

100 %

5 %

изм

20 %

изм

100%

100 %

изм

120%

123 4 5

1, 2

(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,2)

3 – 5

(Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

(Сч. 0,2S; ТТ 0,2; ТН 0,2)

1,0±1,8

0,9±2,3

0,8±2,8

0,7±3,5

0,5±5,3

1,0±1,9

0,9±2,4

0,8±2,9

0,7±3,6

0,5±5,5

1,0±1,1

0,9±1,2

0,8±1,4

0,7±1,6

0,5±2,1

±1,1±0,9

±1,3±1,0

±1,6±1,2

±1,9±1,4

±2,8±2,0

±1,2±1,0

±1,4±1,2

±1,7±1,4

±2,0±1,6

±3,0±2,3

±0,8±0,7

±0,9±0,8

±1,0±0,9

±1,3±1,1

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении реактивной электрической энергии в рабочих

Номер ИКcosφ

условиях эксплуатации АИИС КУЭ (

)

5 %

20 %

100 %

5 %

изм

20 %

изм

100%

100 %

изм

120%

0,9±6,4

1, 2

0,8±4,4

(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,2)

0,7±3,6

0,5 ±2,7

0,9 ±6,5

3 – 5

0,8±4,5

(Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,7±3,6

0,5 ±2,8

0,9 ±2,8

0,8±2,2

(Сч. 0,5; ТТ 0,2; ТН 0,2)

0,7±1,9

0,5±1,7

±3,3±2,4

±2,4±1,8

±2,0±1,5

±1,6±1,3

±3,6±2,7

±2,5±2,0

±2,1±1,7

±1,7±1,4

±1,4±1,2

±1,2±1,1

±1,1±1,1

Лист № 6

Всего листов 9

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой);

2 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.

3 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 40 до 50 ˚С.

Для счетчиков электроэнергии:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8∙Uн2 до 1,15∙Uн2;

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

частота - (50

0,4) Гц;

температура окружающего воздуха - от 10 до 30 ˚С.

4 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

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

таблице 2.

5 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;

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.

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;

Лист № 7

Всего листов 9

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 не

менее 35 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

ИВКЭ – 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 5 лет.

ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по

каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 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

ЕА02RАL-P4-В-4

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

ТВС-220-40

ТФНД-220-IV

ТОЛ-10-1

IOSK 550

VCU 245

НАМИ-10-95УХЛ2

DFK 525

Кол-во,

шт.

1 Трансформатор тока

2 Трансформатор тока

3 Трансформатор тока

4 Трансформатор тока

5 Трансформатор напряжения

6 Трансформатор напряжения

7 Трансформатор напряжения

8 Счетчик электрической энергии

многофункциональный

RTU-325

РТ-МП-2701-500-2015

9 Устройство сбора и передачи данных

10 Методика поверки

11 Паспорт – формуляр

АУВП.411711.ФСК.012.10.ПС-ФО

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-2701-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС

500 кВ «Сибирская». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.10.2015 г.

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

поверке.

Лист № 8

Всего листов 9

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.;

для УСПД RTU-325 – по документу ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства сбора и

передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», 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

«Сибирская». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/380-2015

от 09.10.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС

ПС 500 кВ «Сибирская»

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

Публичноеакционерноеобщество«ФедеральнаясетеваякомпанияЕдиной

энергетической системы» (ПАО «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