Приложение к свидетельству № 65406
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ Приозерная
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 110 кВ Приозерная (АИИС КУЭ) предназначена для
измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора,
обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюдвухуровневую
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, 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, 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков припомощи технических средств приема-
передачи данных поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.
КоммуникационныйсерверопросаИВКАИИСКУЭединойнациональной
(общероссийской) электрической сети (ЕНЭС) (Метроскоп) автоматически опрашивает
счетчики с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала
связи опрос счетчиков выполняется по резервному каналу связи Ethernet.
Лист № 2
Всего листов 8
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 Центра
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 системе в состав ИВК входит устройство синхронизации
системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает
автоматическую синхронизацию часов ИВК, при превышении порога ±1 с происходит
коррекциячасовсервера.Часысчетчиковсинхронизируютсяотчасовсерверас
периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении
часов счетчика и ИВК более чем на ±2 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ
осуществляется по оптоволоконной связи или по сети Ethernet, задержками в линиях связи
пренебрегаем ввиду малости значений.
Погрешность системного времени не превышает ±5 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) (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.
MD5
Значение
2
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Не ниже 1.00
D233ED6393702747769A45DE8E67B57E
Таблица 1 - Идентификационные данные CПО
Идентификационные данные (признаки)
1
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора
Лист № 3
Всего листов 8
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4,
нормированы с учетом CПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой
подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.
Состав ИК АИИС КУЭ
№№
ИК
Диспетчерское
наименование
точки учёта
Трансформатор тока
Трансформатор
напряжения
Счётчик статический
трёхфазный переменного
тока активной/реактивной
энергии
Вид электроэнергии
ЕРQS 111.21.18LL
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 452202
Рег. № 25971-06
активная
реактивная
ЕРQS 111.21.18LL
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 452203
Рег. № 25971-06
активная
реактивная
ЕРQS 111.21.18LL
класс точности 0,2S/0,5
Зав. № 452175
Рег. № 25971-06
активная
реактивная
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
1
2
3
4
5
7
ПС 110/10 кВ
"Приозерная", ЗРУ
1 - 10 кВ, СШ -
10 кВ, яч.4, 4Л -
Приозерная - 10
ПС 110/10 кВ
"Приозерная", ЗРУ
2 - 10 кВ, СШ -
10 кВ, яч.6, 6Л -
Приозерная - 10
ПС 110/10 кВ
"Приозерная", ЗРУ
3 - 10 кВ, СШ -
10 кВ, яч.9, 9Л -
Приозерная - 10
ТВК 10-УХЛ3
класс точности 0,5
Ктт=200/5
Зав. № 17039; 15483
Рег. № 8913-82
ТПЛ-10 УЗ
класс точности 0,5
Ктт=150/5
Зав. № 3297; 3271
Рег. № 1276-59
ТЛМ-10
класс точности 0,5
Ктт=100/5
Зав. № 75055; 85503
Рег. № 2473-69
ПС 110 кВ Приозерная
НТМИ-10-66УЗ
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Зав. № 2166
Рег. № 831-53
НТМИ-10-66УЗ
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Зав. № 2166
Рег. № 831-53
НТМИ-10-66УЗ
класс точности 0,5
Ктн=10000/100
Зав. № 2166
Рег. № 831-53
Лист № 5
Всего листов 8
Сч 0,2S)
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Относительная
ДиапазонОсновная относительнаяпогрешность ИК в
Номер ИКзначений силыпогрешность ИК, (±δ), % рабочих условиях
токаэксплуатации, (±δ), %
cos φ = cos φ = cos φ = cos φ =cos φ =cos φ =
1,00,80,51,00,80,5
1 - 30,05I
н1
≤ I
1
< 0,2I
н1
1,82,85,41,92,95,5
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
1,11,62,91,21,73,0
(ТТ 0,5; TН 0,5;
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
0,91,22,21,01,42,3
Сч 0,5)
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)
Метрологические характеристики ИК
Относительная
ДиапазонОсновная относительнаяпогрешность ИК в
Номер ИКзначений силыпогрешность ИК, (±δ), %рабочих условиях
тока эксплуатации, (±δ), %
cos φ = 0,8cos φ = 0,5cos φ = 0,8cos φ = 0,5
(sin φ = 0,6) (sin φ = 0,87) (sin φ = 0,6) (sin φ = 0,87)
1 - 3 0,05I
н1
≤ I
1
< 0,2I
н1
4,4 2,7 4,6 3,0
0,2I
н1
≤ I
1
< I
н1
2,4 1,5 2,8 2,0
(ТТ 0,5; TН 0,5;
I
н1
≤ I
1
≤ 1,2I
н1
1,91,22,31,7
Примечания
1.Погрешность измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
=1,0 нормируется от I
1%
, а погрешность
измерений
d
1(2)%P
и
d
1(2)%Q
для cos
j
<1,0 нормируется от I
2%.
2.Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте
расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.
3.В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
4.Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-
2001, счетчик электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в части активной электроэнергии и ГОСТ Р
52425-2005 в части реактивной электроэнергии.
5.Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в
таблице 2.
Значение
2
3
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности cos
j
от 99 до 101
от 100
×
до 120
0,87
Лист № 6
Всего листов 8
от +21 до +25
от +21 до +25
от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
35000
7
5
3,5
35
2
Продолжение таблицы 5
1
температура окружающей среды °C:
- для счетчиков активной энергии:
ГОСТ Р 52323-2005
- для счетчиков реактивной энергии:
ГОСТ Р 52425-2005
от -10 до +40
от -10 до +40
45000
1
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности.
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
счетчики электрической энергии ZMD:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, суток,
не более
сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
счетчики электрической энергии:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях, лет, не более
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее
ИВКЭ:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу, суток, не
менее
Надежность системных решений:
-
параметрирования;
-
пропадания напряжения;
-
коррекция времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
счетчика;
-
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
испытательной коробки;
наличие защиты на программном уровне:
-
пароль на счетчике;
-
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным
данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
-
счетчиках (функция автоматизирована).
Лист № 7
Всего листов 8
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 6.
Количество, шт./экз.
2
2
2
1
3
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформатор тока ТВК 10-УХЛ3
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией ТПЛ-10
УЗ
Трансформатор тока ТЛМ-10
Трансформатор напряжения НТМИ-10-66УЗ
Счётчики электрической энергии трёхфазные
многофункциональные EPQS
Методика поверки МП 206.1-247-2016
Паспорт-формуляр АУВП.411711.ФСК.045.25.ПС-ФО
1
1
Поверка
осуществляетсяподокументуМП206.1-247-2016«Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС
110 кВ Приозерная. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 16.12.2016 г.
Основные средства поверки:
-
трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.
Методика поверки»;
-
трансформаторовнапряжения-всоответствиисГОСТ8.216-2011«ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-
средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов
напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей».
-
средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока.
Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
-
счетчиков EPQS - в соответствии с документом РМ 1039597-26:2002 «Счетчики
электрической энергии многофункциональные EPQS»
-
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), Регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде № 27008-04;
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
-
термогигрометрCENTER(мод.314):диапазонизмеренийтемпературыот
минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от
10 до 100 %, дискретность 0,1 %, Регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде № 22129-09.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Лист № 8
Всего листов 8
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 110 кВ Приозерная». Свидетельство об аттестации
методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/190-2016 от 10.10.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС
ПС 110 кВ Приозерная
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
Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5A
Телефон: +7 (495) 710-93-33
Факс: +7 (495) 710-96-55
Web-сайт:
E-mail:
центр
Заявитель
Обществосограниченнойответственностью«Инженерный
«ЭНЕРГОАУДИТКОНТРОЛЬ» (ООО «ИЦ ЭАК»)
ИНН 7733157421
Адрес: 123007, г. Москва, ул. 1-ая Магистральная, д. 17/1, стр. 4
Телефон: +7 (495) 620-08-38
Факс: +7 (495) 620-08-48
научно-
средств
Испытательный центр
Федеральноегосударственноеунитарноепредприятие«Всероссийский
исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46
Телефон/факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail:
,
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.« ___ » _______________ 2017 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.