Untitled document

Приложение к свидетельству № 63359

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ Кайсацкая

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ Кайсацкая (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 110 кВ Кайсацкая ПАО «ФСК ЕЭС».

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюдвухуровневую

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

активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту – Счетчики), вторичные измерительные

цепи и технические средства приема-передачи данных, включающие шлюзы Е-422, сетевые

концентраторы, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между

уровнями системы;

Второй 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 измерительным линиям связи поступают на

выходы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений

активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются

приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-

передачи данных поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

КоммуникационныйсерверопросаИВКАИИСКУЭединойнациональной

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

опрашивает счетчики с помощью выделенного канала (основной канал связи).

По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически производит обработку

измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает

Лист № 2

Всего листов 7

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) ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС

Центра происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи

электроэнергетики (ЕЦССЭ).

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

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

автоматизированно передает его в программно-аппаратный комплекс (ПАК) 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. Сличение часов счетчиков и ИВК происходит при каждом сеансе

связи. Коррекция проводится при расхождении часов счетчиков и сервера на значение,

превышающее ±2 с.

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.

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

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.

Лист № 3

Всего листов 7

Метрологические и технические характеристики

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

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

№

ИК

Трансформатор тока

ОРУ 35 кВ,

Ктт = 100/5

СШ-35 кВ,3729-С

кл.т 0,5

Ктн =

Зав. № 1039966;

Госреестр

ав. № 45218

Таблица 2 – Состав 1-го уровня ИК АИИС КУЭ

ДиспетчерскоеСостав 1-го уровня ИК

наименование точкиТрансформаторСчётчик

учётанапряженияэлектрической энергии

12 3 4 5

ТВ-35/10

ЗНОМ-35-65

ПС 110/35/10 кВкл.т 3,0EPQS 111.21.18LL

"Кайсац

ая",

Зав. № 3729

А; 3729-

;

(35000/√3)/(100/√3)

Зк

л.т

0,2S/0,5

Госреестр

2КРУН-10 кВ,

кл.т 0,5

Госреестр

кл.т 0,2

Госреестр

Зав. № 452177

КРУН-10 кВ,

кл.т 0,5

Госреестр

кл.т 0,2

Госреестр

Зав. № 452201

КРУН-10 кВ,

кл.т 0,5

Госреестр

кл.т 0,2

Госреестр

Зав. № 452184

ВЛ 35 кВ Золотари Госреестр

1260275; 1270643

№ 25971-06

№ 4462-74

№ 912-07

ПС 110/35/10 кВ

ТЛМ-10НАМИ-10

EPQS 111.21.18LL

"Кайсац

ая",

Ктт = 100/5 Ктн = 10000/100

кл.т

0,2S/0,5

СШ 10

В, яч.5,

Зав. № 6170; 7793 Зав. № 179

Госреестр

5Л-Кайсацкая-10

№ 2473-69 № 11094-87

№ 25971-06

ПС 110/35/10 кВ

ТЛМ-10НАМИ-10

EPQS 111.21.18LL

"Кайсац

ая",

Ктт = 100/5 Ктн = 10000/100

кл.т

0,2S/0,5

СШ 10

В, яч.6,

Зав. № 5866; 9429 Зав. № 179

Госреестр

6Л-Кайсацкая-10

№ 2473-69 № 11094-87

№ 25971-06

ПС 110/35/10 кВ

ТПЛ-10НАМИ-10

EPQS 111.21.18LL

"Кайсац

ая",

Ктт = 100/5 Ктн = 10000/100

кл.т

0,2S/0,5

СШ 10

В, яч.7,

Зав. № 557; 203710 Зав. № 179

Госреестр

7Л-Кайсацкая-10

№ 1276-59 № 11094-87

№ 25971-06

Лист № 4

Всего листов 7

(Счетчик 0,5;

ТТ 3; ТН 0,5)

2 – 4

(Счетчик 0,5;

ТТ 0,5; ТН 0,2)

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%

1 2 3

1,0 -

0,9 -

(Счетчик 0,2S; 0,8 -

ТТ 3; ТН 0,5)

0,7 -

0,5-

1,0 ±1,8

2 – 4

0,9±2,3

(Счетчик 0,2S;0,8±2,8

ТТ 0,5; ТН 0,2)

0,7±3,5

0,5±5,4

-±3,4

-±4,4

-±5,5

-±6,8

- ±10,6

±1,1±0,9

±1,3±1,0

±1,6±1,2

±1,9±1,4

±2,8±2,0

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-

0,8-

0,7-

0,5-

0,9 ±6,5

0,8 ±4,6

0,7 ±3,7

0,5±2,9

- ±12,5

- ±8,5

- ±6,7

- ±4,9

±3,5±2,7

±2,6±2,1

±2,2±1,9

±1,9±1,6

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовой);

2 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой

относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;

3 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 - 40 до + 50 ˚С; счетчиков -от 18 до

25 ˚С; ИВК - от 10 до 30 ˚С;

частота - (50

0,15) Гц.

Лист № 5

Всего листов 7

4 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 - 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.

5 Для ИК № 1 предел допускаемой угловой погрешности ТТ определен расчетным

путем

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 EPQS – среднее время наработки на отказ не менее 70000

часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

Надежность системных решений:

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

в журналах событий счетчиков 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.

наличие защиты на программном уровне:

пароль на счетчиках электроэнергии;

паролина сервере,предусматривающиеразграничение прав доступа к

измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции trial времени в:

счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

электросчетчики – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 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.

Лист № 6

Всего листов 7

Комплектность средства измерений

Вкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянасистему ина

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Наименование

Тип

EPQS 111.21.18LL

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Кол-во,

шт.

ТВ-35/10

ТЛМ-10

ТПЛ-10

ЗНОМ-35-65

НАМИ-10

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

многофункциональный

Методика поверки

РТ-МП-3361-500-2016

Паспорт – формуляр

АУВП.411711.ФСК.045.22.ПС-ФО

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-3361-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС

110 кВ Кайсацкая. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 21.06.2016 г.

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

поверке.

Основные средства поверки:

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

Методика поверки»;

для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «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 EPQS - по документу «Счетчики электрической

энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002»;

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 110 кВ Кайсацкая.

Свидетельство об аттестации методики (методов) измеренийRA.RU.311298/100-2016 от 21.06.2016 г.

Лист № 7

Всего листов 7

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС

ПС 110 кВ Кайсацкая

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

технические условия.

ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

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

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.

«____»_____________2016 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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