Untitled document

Приложение к свидетельству № 64378

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 10

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Лопча

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Лопча (АИИС КУЭ) предназначена для

измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора,

обработки, хранения, отображения и передачи информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ),

измерительные трансформаторы напряжения (ТН),счетчики активнойи реактивной

электроэнергии (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, журналы событий);

- обработку данных и их архивирование;

- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных

(ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;

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

электроэнергии (ОРЭМ).

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

устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированные

рабочие места (АРМ) на базе ПК; каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи

данных и специальное программное обеспечение (СПО) «Метроскоп».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на

измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых

сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического

тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются 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.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Лист № 2

Всего листов 10

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 (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 Ethernet.

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 Центром сбора и обработки

данных (ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока

происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи

электроэнергетики (ЕЦССЭ).

Ежедневно оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» формирует файл отчета с

результатами измерений в формате ХМL и передает его в программно-аппаратный комплекс

(ПАК) АО «АТС» и в АО «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 АИИС КУЭ в состав ИВК и ИВКЭ входят устройства

синхронизации системного времени (УССВ), подключенные к серверу уровня ИВК и

УСПД. Сличение часов сервера и УСПД с часами УССВ ежесекундное. Коррекция часов

сервера и УСПД выполняется при расхождении с показаниями УССВ более чем на ±2 с.

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

коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и часов УСПД более

чем на ±2 с.

Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5,0 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и

корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение

Автоматизированная информационно-измерительнаясистемакоммерческогоучета

электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (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.

Лист № 3

Всего листов 10

Не ниже 1.00

MD5

Значение

СПО (АИИС КУЭ) ЕНЭС «Метроскоп»

D233ED6393702747769A45DE8E67B57E

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии

(идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4,

нормированы с учетом ПО.

ЗащитаПОобеспечиваетсяприменениемэлектроннойцифровойподписи,

разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Уровень защиты - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4

Всего листов 10

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ, а также метрологические и технические характеристики приведены в таблице 2 - 4.

Состав ИК АИИС КУЭ

№№

ИК

Диспетчерское

наименование

точки учёта

Трансформатор тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик статический

трёхфазный переменного

тока активной/реактивной

энергии

УСПД

Вид

электроэнергии

ПС Лопча, ОРУ -

35 кВ, яч. ВЛ -

35кВ МПС - 2

ТФЗМ-35Б1

класс точности 0,5

Ктт=75/5

Зав. № 23112; 23101

3689-73

А1805-RАLQ-Р4GВ-DW4

класс точности 0,2S/0,5

Зав. № 01156613

31857-06

активная

реактивная

ПС Лопча, ОРУ -

35 кВ, яч. ВЛ -

35кВ МПС - 1

ТФЗМ-35Б1

класс точности 0,5

Ктт=75/5

Зав. № 23099; 23116

3689-73

А1805-RАLQ-Р4GВ-DW4

класс точности 0,5S/1,0

Зав. № 01156522

31857-06

активная

реактивная

ПС Лопча, ЗРУ -

10 кВ, яч.№11

А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4

класс точности 0,2S/0,5

Зав. № 01156505

31857-06

RТU-325L

зав. № 004486

37288-08

активная

реактивная

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

ТЛМ-10-1

класс точности 0,5

Ктт=150/5

Зав. № 00728; 00789

2473-05

ПС 220 кВ Лопча

ЗНОМ-35-65

класс точности 0,5

Ктн=35000/√3/100/√3

Зав. № 1221788;

1221639; 1221899

912-05

ЗНОМ-35-65

класс точности 0,5

Ктн=35000/√3/100/√3

Зав. № 1221780;

1221891; 1221779

912-05

НТМИ-10-66

класс точности 0,5

Ктн=10000/100

Зав. № 5949

831-69

Лист № 5

Всего листов 10

ПС Лопча, ЗРУ -

10 кВ, яч.№6

А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4

класс точности 0,2S/0,5

Зав. № 01156525

31857-06

активная

реактивная

ПС Лопча, ЗРУ -

10 кВ, яч.№8

А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4

класс точности 0,2S/0,5

Зав. № 01156610

31857-06

активная

реактивная

ПС Лопча, ЗРУ -

10 кВ, яч.№30

А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4

класс точности 0,2S/0,5

Зав. № 01156502

31857-06

активная

реактивная

ПС Лопча, ЗРУ -

10 кВ, яч.№21

А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4

класс точности 0,2S/0,5

Зав. № 01157606

31857-06

активная

реактивная

ПС Лопча, ЗРУ -

10 кВ, яч.№32

А1802-RАLQ-Р4GВ-DW4

класс точности 0,2S/0,5

Зав. № 01156725

31857-06

RТU-325L

зав. № 004486

37288-08

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1234567

ТЛМ-10-1

класс точности 0,5

Ктт=150/5

Зав. № 00639; 00916

2473-05

ТЛМ-10-1

класс точности 0,5

Ктт=150/5

Зав. № 00829; 00649

2473-05

ТЛМ-10-1

класс точности 0,5

Ктт=200/5

Зав. № 543; 490

7069-79

ТЛМ-10-1

класс точности 0,5

Ктт=50/5

Зав. № 1627; 2715

2473-05

ТЛМ-10-1

класс точности 0,5

Ктт=50/5

Зав. № 3361; 2705

2473-05

НТМИ-10-66

класс точности 0,5

Ктн=10000/100

Зав. № 6152

831-69

НТМИ-10-66

класс точности 0,5

Ктн=10000/100

Зав. № 6152

831-69

НТМИ-10-66

класс точности 0,5

Ктн=10000/100

Зав. № 6152

831-69

НТМИ-10-66

класс точности 0,5

Ктн=10000/100

Зав. № 5949

831-69

НТМИ-10-66

класс точности 0,5

Ктн=10000/100

Зав. № 6152

831-69

Лист № 6

Всего листов 10

Диапазон значений

силы тока

0,2S)

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Относительная

Основная относительнаяпогрешность ИК в

Номер ИКпогрешность ИК (±δ), % рабочих условиях

эксплуатации (±δ), %

cos φ =cos φ =cos φ =cos φ =cos φ =cos φ =

1,00,80,51,00,80,5

123 4 5 6 7 8

1; 3 - 8 0,05Iн

≤ I

< 0,2Iн

1,8 2,8 5,4 1,9 2,9 5,5

0,2Iн

≤ I

< Iн

1,1 1,6 2,9 1,2 1,7 3,0

(ТТ 0,5; TН 0,5; Сч

Iн

≤ I

≤ 1,2Iн

0,91,22,21,01,42,3

0,5S)

2 0,05Iн

≤ I

< 0,2Iн

1,8 2,9 5,5 2,2 3,2 5,7

0,2Iн

≤ I

< Iн

1,2 1,7 3,0 1,7 2,1 3,3

(ТТ 0,5; TН 0,5; Сч

Iн

≤ I

≤ 1,2Iн

1,01,32,31,61,92,7

Номер ИК

(sin φ =

0,5)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Относительная

Основная относительнаяпогрешность ИК в

Диапазон значенийпогрешность ИК (±δ), %рабочих условиях

силы тока эксплуатации (±δ), %

cos φ = 0,8

cos φ = 0,5

cos φ = 0,8

cos φ = 0,5

(sin φ = 0,6)

0,87)

(sin φ = 0,6)

0,87)

123456

1; 3 - 8 0,05Iн

≤ I

< 0,2Iн

4,4 2,6 4,5 2,7

0,2Iн

≤ I

< Iн

2,41,52,51,6

(ТТ 0,5; TН 0,5; Сч

Iн

≤ I

≤ 1,2Iн

1,81,21,91,4

1,0)

2 0,05Iн

≤ I

< 0,2Iн

4,7 2,9 5,2 3,5

0,2Iн

≤ I

< Iн

2,6 1,8 3,0 2,3

(ТТ 0,5; TН 0,5; Сч

Iн

≤ I

≤ 1,2Iн

2,11,52,52,0

Примечания:

1Погрешность 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

2Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте

расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.

3 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности

(получасовой).

4 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

5Нормальные условия эксплуатации:

Параметры сети:

диапазон напряжения - от 0,99∙U

до 1,01∙U

;

диапазон силы тока - от I

до 1,2∙I

;

Лист № 7

Всего листов 10

коэффициента мощности cos

(sin

) - 0,87(0,5);

частота - (50

0,15) Гц;

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

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

от плюс 18 до плюс 25 ˚С; ИВКЭ - от плюс 10 до плюс 30 ˚С; ИВК - от плюс 10 ˚С

до плюс 30 ˚С.

6Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения - от 0,9∙U

н1

до 1,1∙U

н1

;

диапазон силы первичного тока - от 0,05∙I

н1

до 1,2∙I

н1

; коэффициент мощности

cos

(sin

) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50

0,4) Гц;

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

для счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.02:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9∙U

н2

до 1,1∙U

н2

;

диапазон силы вторичного тока - от 0,01∙I

н2

до 1,2∙I

н2

; коэффициент мощности

cos

(sin

) - 0,8 - 1,0 (0,6 - 0,5); частота - (50

0,4) Гц;

температура окружающего воздуха - от плюс 10 ˚С до плюс 30 ˚С;

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

7Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по

ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005; ГОСТ 30206-94 в части

активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005; ГОСТ 26035-83 в части реактивной

электроэнергии.

8Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в

таблице 2.

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 типа Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее

120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;

УСПД RТU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 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 счетчика и УСПД фиксируются факты:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД.

Лист № 8

Всего листов 10

наличие защиты на программном уровне:

пароль на счетчике;

пароль на УСПД;

паролинасервере,предусматривающиеразграничениеправдоступак

измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

электросчетчик - 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 3,5 лет.

Знак утверждения типа

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

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие

средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Количество, шт./экз.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Трансформатор тока ТФЗМ-35Б1

Трансформатор тока ТЛМ-10-1

Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66

Счётчики электрической энергии трёхфазные

многофункциональные Альфа А1800

УСПД типа RТU-325L

Методика поверки МП 206.1-082-2016

Паспорт-формуляр АУВП.411711.ФСК.008.10.ПС-ФО

Поверка

осуществляетсяподокументуМП206.1-082-2016«Системаавтоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС

ПС 220 кВ Лопча. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2016 г.

Основные средства поверки:

трансформаторовтока-всоответствиисГОСТ8.217-2003«ГСИ.

Трансформаторы тока. Методика поверки»;

трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

средстваизмеренийпоМИ3195-2009«ГСИ.Мощностьнагрузки

трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов

тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом МП 2203-0042-2006

«Счётчики электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика

Лист № 9

Всего листов 10

поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

для УСПД RТU-325L - по документу «Устройства сбора и передачи данных

RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП.» утвержденному ГЦИ СИ

ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы GlobalPositioningSystem(GPS),регистрационныйномервФедеральном

информационном фонде № 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с

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

термогигрометрCENTER(мод.314):диапазонизмеренийтемпературы

от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности

от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с

использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого

учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ Лопча». Свидетельство об аттестации

методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/162-2016 от 31.08.2016.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС

ПС 220 кВ Лопча

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

технические условия»

ГОСТ34.601-90«Информационнаятехнология.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

Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5A

Телефон/Факс: +7 (495) 710-93-33/(495) 710-96-55

E-mail:

info@fsk-ees.ru

Web-сайт:

www.fsk-ees.ru

Заявитель

Обществосограниченнойответственностью«Инженерныйцентр

«ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»)

ИНН 7733157421

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

Телефон/Факс: +7 (495) 620-08-38/(495) 620-08-48