Приложение к свидетельству № 71466
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанции 330 кВ «Кингисеппская» (ОРУ-
110 кВ, БКЗ I цепь, БКЗ II цепь)
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанции 330 кВ «Кингисеппская» (ОРУ-110 кВ, БКЗ I цепь,
БКЗ II цепь) (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной
электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуюмногоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией
измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают
в себя трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН), счетчики
активной и реактивной электроэнергии (далее – счетчики), вторичные электрические цепи и
технические средстваприема –передачиданных. Метрологические итехнические
характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
Второй уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее –
ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее – УСПД), технические
средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного
взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) АИИС КУЭ
единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее – ЕНЭС), Рег. № 59086-14,
включающий центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА)
ПАО «ФСК ЕЭС» и Магистральных электрических сетей (МЭС) Центра, автоматизированные
рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи
данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической
энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения
единого времени (далее – СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного
времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в
аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на
входы 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.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
Лист № 2
Всего листов 8
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД
выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к
единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕЦССЭ) При отказе основного канала связи
опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной
информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в
сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений
приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и
сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС формирует файл отчета с
результатами измерений, в формате ХМL и передает его ПАК АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и
смежным субъектам ОРЭМ.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для оперативного
управления энергопотреблением на подстанции 330 кВ «Кингисеппская» ПАО «ФСК 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.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени
в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ),
которое обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от
источникаточноговремени,которыйсинхронизированснациональнойшкалой
координированного времени UTC (SU).
Синхронизация внутренних часов УСПД выполняется автоматически при расхождении с
источником точного времени более чем ±1 с, с интервалом проверки текущего времени не
более 60 мин.
В процессе сбора информации из счетчиков с периодичностью 1 раз в 30 мин, УСПД
автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии и, в
случае расхождения более чем ±2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего
времени в счетчиках электрической энергии.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника
точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений
количества электрической энергии.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов
счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов
указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора,
передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических
и организационных мероприятий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение ЕНЭС
(Метроскоп) (далее – СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)), которое 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.
Метрологические значимые модули СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в
ИВК, указаны в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 8
СПО
Таблица 1 – Метрологические значимые модули СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование СПОСПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
Номерверсии(идентификационный номер)
Не ниже 1.0
MD5
Цифровой идентификатор СПОd233ed6393702747769a45de8e67b57e
Алгоритмвычисления цифрового
идентификатора СПО
Примечание – Алгоритм вычисления цифрового идентификатора СПО – MD5
Хэш сумма берется от склейки файлов: DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИК
АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой
подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты СПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий»
в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.
Вид
энергии
VCU 123
Кл. т. 0,2
110000/√3/100/√3
Рег. № 65386-16
А1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
ЭКОМ-3000
Рег. № 17049-09
VCU 123
Кл. т. 0,2
110000/√3/100/√3
Рег. № 65386-16
А1802RAL-
P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
ЭКОМ-3000
Рег. № 17049-09
Таблица 2 – Состав ИК и их метрологические характеристики
Измерительный каналИзмерительные компоненты
Метрологические
характеристики ИК
Наименование объекта
Номеручета, диспетчерское
ИК наименование
присоединения
ТТТНСчетчик
УСПД
ОсновнаяПогрешность
погрешность, в рабочих
%условиях/, %
IMB 145
Кл. т. 0,2S
600/1
Рег. № 47845-11
Активная
±0,6 ±1,4
Реактивная
±1,3 ±2,4
ПС 330кВ
Кингисеппская
1(330/110/10 кВ), ОРУ-
110 кВ, 1С 110 кВ,
БКЗ I цепь
ПС 330кВ
Кингисеппская
2(330/110/10 кВ), ОРУ-
110 кВ, 4С 110 кВ,
БКЗ II цепь
IMB 145
Кл. т. 0,2S
600/1
Рег. № 47845-11
Активная
±0,6 ±1,4
Реактивная
±1,3 ±2,4
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с±5
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8 инд, I=0,02 I
ном
и температуры окружающего воздуха в месте
расположения счетчиков электроэнергии для ИК от плюс 15 до плюс 30 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется в
установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 5
Всего листов 8
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
от 90 до 110
от 1 до 120
от 0,5
инд
. до 0,8,
емк
.
от -45 до +40
от 49,6 до 50,4
от +15 до +30
от +15 до +30
120000
48
75000
12
45
30
45
3,5
Значение
2
от 98 до102
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
45000
1
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
Количество измерительных каналов
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos
j
- температура окружающей среды, °C
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C
- частота, Гц
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков, °C
- температура окружающей среды в месте расположения
УСПД, °C
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,
сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
ИВКЭ:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, сутки, не менее
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее
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.
Лист № 6
Всего листов 8
В журнале событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени
В журнале событий УСПД фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- выводы измерительных трансформаторов тока;
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным
данным для различных групп пользователей.
Защитапрограммногообеспеченияобеспечиваетсяприменениемэлектронной
цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наноситсянатитульныелистыэксплуатационнойдокументациинасистему
автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ) подстанции 330 кВ «Кингисеппская» (ОРУ-110 кВ, БКЗ I цепь, БКЗ II цепь)
типографическим способом.
2
Комплектность средства измерений
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на
комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Тип
2
IMB 145
VCU-123
Количество, шт.
3
6
12
Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
1
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счетчикэлектрическойэнергии
трехфазный многофункциональный
А1802RAL-P4GB-DW-4
Лист № 7
Всего листов 8
Продолжение таблицы 4
1
Устройства сбора и передачи данных
3
1
Программное обеспечение
1
Методика поверки
Паспорт-Формуляр
2
ЭКОМ-3000
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС
(Метроскоп)
МП -045-2018
ПЭ-297.ФО
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 045-2018 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанции 330 кВ
«Кингисеппская» (ОРУ-110 кВ, БКЗ I цепь, БКЗ II цепь). Методика поверки», утвержденному
ООО «Спецэнергопроект» 16.08.2018 г.
Основные средства поверки:
-
трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
-
трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторынапряжения.Методикаповерки»и/илипоМИ2845-2003«ГСИ.
Измерительные трансформаторы напряжения 6√3...35 кВ. Методика проверки на месте
эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ.
Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
-
по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения
цепей. Методика выполнения измерений»;
-
по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без
отключения цепей. Методика выполнения измерений»
-
счетчика типа Альфа А1800 – по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счётчики
электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»,
утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ. 411152.018 МП «Счётчики
электрической энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к
методике поверки», утверждённому в 2012 г.;
-
УСПДЭКОМ-3000–подокументу«Комплекспрограммно-технический
измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003.МП.», утвержденному
ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
-
ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС – в соответствии с документом МП 59086-14 «ГСИ. Система
автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии
АИИС КУЭ ЕНЭС. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ»
10 ноября 2014 г.;
-
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
-
термогигрометр CENTER (мод.315): диапазон измерений температуры от минус 20
до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100
%, дискретность 0,1%, Рег. № 22129-09;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих – кодом и
(или) оттиском клейма поверителя.
Лист № 8
Всего листов 8
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электроэнергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) подстанции 330 кВ «Кингисеппская» (ОРУ-110 кВ, БКЗ I
цепь, БКЗ II цепь)» аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации
№ RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе, автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
подстанции 330 кВ «Кингисеппская» (ОРУ-110 кВ, БКЗ I цепь, БКЗ II цепь)
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, 5А
Телефон: +7 (495) 710-93-33
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «ПетроЭнергоцентр»
(ООО «ПетроЭнергоцентр»)
ИНН 7842345538
Адрес: 191119, г. Санкт-Петербург, ул. Днепропетровская, д. 33, лит. А, пом. 11-15(2Н)
Телефон: +7 (812) 764-99-00
Факс: +7 (812) 572-32-29
E-mail:
Web-сайт: petroenergocenter.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
Юридический адрес: 111024, г. Москва, ул. Авиамоторная, д. 50, стр. 2, пом. XIV,
комн. № 11
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, пом. I, комн. 6, 7
Телефон: +7 (495) 410-28-81
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «Спецэнергопроект» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312426 от 30.01.2018 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.