Приложение к свидетельству № 69776
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ «Мыс» КСПГ «Портовая»
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ «Мыс» КСПГ «Портовая» (далее - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности,
автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и
передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного
регламента.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН)
и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327L, устройство
синхронизации системного времени УССВ-2 и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
сервер ООО «Газпром энерго» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство
синхронизации системного времени УССВ-35HVS, автоматизированные рабочие места (АРМ)
АО «Межрегионэнергосбыт» и ООО «Газпром энерго», каналообразующую аппаратуру,
технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав
доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям
силы электрического тока и напряжения в 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены
с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи стандарта RS-485
через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet поступает в порт Ethernet коммутатора и
далее от коммутатора - на порты Ethernet УСПД. В УСПД осуществляется вычисление
электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации
по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД
по основному выделенному спутниковому каналу связи поступает на сервер ООО «Газпром
энерго». При отказе основного канала связи опрос УСПД сервером ООО «Газпром энерго»
происходит по резервному каналу связи, организованному через 3G роутер.
Лист № 2
Всего листов 7
НасервереООО«Газпромэнерго»осуществляетсядальнейшаяобработка
измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление
отчетных документов.
В АИИС КУЭ реализован информационный обмен данными (xml-файлы форматов 80020,
80030) с АИИС КУЭ АО «Межрегионэнергосбыт» (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 65280-16).
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС»
с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал
АО «СО ЕЭС» Ленинградское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется
по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020
в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов
измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным
субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения
реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного
времени УССВ-35HVS и УССВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов
системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемников.
СравнениепоказанийчасовсервераООО«Газпромэнерго»сединым
координированным временем UTC (обеспечивается подключенным к нему УCСВ-35HVS)
осуществляется один раз в час, корректировка часов сервера производится при расхождении
с УССВ-35HVS на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с единым координированным временем UTC
(обеспечиваетсяподключенным кнемуУCСВ-2) осуществляетсяодинразв час,
корректировка часов УСПД производится при расхождении с УССВ-2 на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса
связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний
часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени
с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени,
на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее
сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации
программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных
и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации
изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты
передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний»
в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 7
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
ac_metrology.dll
не ниже 12.1
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
MD5
Метрологические и технические характеристики
Измерительные компоненты
УСПД
УССВ
Сервер
RTU-327L
Рег. №
41907-09
УССВ-2
Рег. №
54074-13
Stratus
FT
Server
4700
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но- Наименование
мерточки
ИКизмеренийТТТНСчетчик
Метрологические
характеристики ИК
ГраницыГраницы
Виддопускаемой допускаемой
электро- основной относительной
энергии относи- погрешности
тельной в рабочих
погрешности, условиях,
(±δ) %(±δ) %
Актив-
ная0,61,4
Реактив-1,12,4
ная
Актив-
ная0,61,4
Реактив-1,12,4
ная
ICTB-0,66ЗНОГ-110
ПС 110 кВКл.т. 0,2SКл.т. 0,2СЭТ-4ТМ.03М
1Мыс, ввод Т-1 400/5 110000/√3/100/√3 Кл.т. 0,2S/0,5
110 кВРег. № 52792-13Рег. № 61431-15 Рег. № 36697-12
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
ICTB-0,66ЗНОГ-110
ПС 110 кВКл.т. 0,2SКл.т. 0,2СЭТ-4ТМ.03М
2Мыс, ввод Т-2 400/5 110000/√3/100/√3 Кл.т. 0,2S/0,5
110 кВРег. № 52792-13Рег. № 61431-15 Рег. № 36697-12
Фазы: А; В; С Фазы: А; В; С
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Лист № 4
Всего листов 7
Примечания:
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от I
ном
, cos
j
= 0,8инд.
4ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений
активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной
электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса
точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса
точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков
активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.
5Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов
с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии,
что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2
метрологических характеристик. Допускается замена УСПД и УССВ-2 на аналогичные
утвержденного типа. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО
(метрологически значимой части ПО). Замена оформляется актом в установленном
ООО «Газпром энерго» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа
АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
165000
2
250000
24
Значение
2
2
от 95 до 105
от 1 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25
от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от +15 до +30
от +20 до +25
от +20 до +25
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч,
для УССВ-35HVS:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
35000
2
Лист № 5
Всего листов 7
Продолжение таблицы 3
12
для УССВ-2:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее74500
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее50000
среднее время восстановления работоспособности, ч 1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее113
при отключении питания, лет, не менее 10
для УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии
по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц
по каждому каналу, сут, не менее45
при отключении питания, лет, не менее 5
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника
бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться
в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты
и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
-
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
-
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
-
защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Лист № 6
Всего листов 7
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
ВкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянаАИИСКУЭ
и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии многофункциональные
Устройства сбора и передачи данных
Устройство синхронизации системного времени
Устройство синхронизации системного времени
Сервер ООО «Газпром энерго»
Методика поверки
Количество,
шт./экз.
6
6
2
1
1
1
1
1
Паспорт-формуляр
ICTB-0,66
ЗНОГ-110
СЭТ-4ТМ.03М
RTU-327L
УССВ-2
УССВ-35HVS
Stratus FT Server 4700
МП ЭПР-070-2018
052-2015/1004714-1119-
АИИСКУЭ.ФО
1
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-070-2018 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/10 кВ «Мыс»
КСПГ «Портовая». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.03.2018 г.
Основные средства поверки:
-
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
-
по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика
выполнения измерений без отключения цепей;
-
по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения.
Методика выполнения измерений без отключения цепей;
-
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы GlobalPositioningSystem(GPS)(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 46656-11);
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы
со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
-
термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
Лист № 7
Всего листов 7
-
барометр-анероидметеорологическийБАММ-1(регистрационныйномер
в Федеральном информационном фонде 5738-76);
-
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 28134-04);
-
приборЭнерготестерПКЭ-А(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ПС 110/10 кВ «Мыс» КСПГ «Портовая»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
Изготовитель
Обществосограниченнойответственностью«Научно-техническийцентр
«ЭНЕРГОАВТОМАТИЗАЦИЯ» (ООО «НТЦ «ЭНЕРГОАВТОМАТИЗАЦИЯ»)
ИНН 7801300320
Адрес: 450071, Республика Башкортостан, г. Уфа, проспект Салавата Юлаева, д. 58, офис 401
Телефон: (347) 286-16-84
Web-сайт: ntcea.ru
E-mail:
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха,
ул. Ново-Никольская, д. 57
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.