Приложение к свидетельству № 74276
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 9
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС Левобережная-Водоканал
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии(АИИСКУЭ)ПСЛевобережная-Водоканал(далее–АИИСКУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,
хранения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,многоуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), которые
включают в себя трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН)
и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее – Счетчики), вторичные
измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и
технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2,
3, 4.
2-йуровень–информационно-вычислительныйкомплексэлектроустановки
(далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RТU325L
(далее – УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения
информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс единой национальной
(общероссийской) электрической сети (далее – ИВК ЕНЭС) (регистрационный номер в
Федеральном информационном фондепо обеспечению единства измерений 59086-14),
включающий центры сбора и обработки данных (далее – ЦСОД) Исполнительного аппарата
(ИА) и Магистральных электрических сетей Востока, автоматизирвоанные рабочие места
(далее – АРМ), Радиосервер точного времени (далее – РСТВ-01), каналообразующую
аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
4-й уровень - информационно-вычислительный комплекс ПАО «Дальневосточная
Энергетическая Компания» (далее – ИВК ПАО «ДЭК»), включающий ЦСОД, АРМ,
каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных, и обеспечивает
выполнение следующих функций:
- получение информации от ИВК ЕНЭС в формате макета 80020;
- обработку данных и их архивирование;
- доступ к информации и ее передачу в организации - участники оптового рынка
электроэнергии (далее – ОРЭМ);
- передачу информации в АО «АТС».
ИВК ПАО «ДЭК» состоит из ЦСОД ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания»,
программного обеспечения (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР», а также устройство синхронизации
времени типа УССВ.
К серверу ИВК ПАО «ДЭК» подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору
подключено АРМ персонала.
Лист № 2
Всего листов 9
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической
энергии;
- синхронизации времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения
единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координационного времени UTC
(SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ информации и ее передача в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы счетчика. Первичный ток в счетчиках измеряется с
помощью измерительных трансформаторов тока, имеющих малую линейную и угловую
погрешность в широком диапазоне измерений. В цепи трансформаторов тока установлены
шунтирующие резисторы, сигналы с которых поступают на вход измерительной микросхемы.
Измеряемое напряжение каждой фазы через высоколинейные резистивные делители подается
непосредственно на измерительную микросхему. Измерительная микросхема осуществляет
выборки входных сигналов токов и напряжений по каждой фазе, используя встроенные
аналого-цифровые преобразователи, и выполняет вычисления. С выходов измерительной
микросхемы на микроконтроллер поступают интегрированные по времени сигналы активной и
реактивной энергии. Микроконтроллер осуществляет дальнейшую обработку полученной
информации и накопление данных в энергонезависимой памяти, а также микроконтроллер
осуществляет управление отображением информации на ЖКИ, выводом данных по энергии на
выходные импульсные устройства и обменом по цифровому интерфейсу. Измерение
максимальной мощности счетчик осуществляет по заданным видам энергии (активная и
реактивная). Усреднение мощности происходит на интервалах, длительность которых задается
программно.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств
измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям
связи (интерфейс RS-485).
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД
выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи), присоединенного к
единой цифровой сети электроэнергетики (ЕЦССЭ). При отказе основного канала связи опрос
УСПД выполняется по резервному каналу связи.
ИВК ПАО «ДЭК» (четвертый уровень) один раз в сутки получает информацию за
предыдущие сутки от третьего уровня – ИВК ЕНЭС.
Передача информации происходит по основному каналу связи – глобальная
компьютерная сеть Internet. Полученная информация о результатах измерений приращений
потребленной электрической энергии автоматически сохраняется на глубину не менее 3,5 лет
по каждому параметру. Архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Один раз в сутки ИВК ПАО «ДЭК» автоматически формирует файл отчета с
результатами измерений при помощи ПО «АльфаЦЕНТР», в формате XML, и автоматически
передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим
учетом (далее - ИАСУ КУ) АО «АТС» через IP сеть передачи данных, с доступом в глобальную
компьютерную сеть Internet.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии
и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК ПАО «ДЭК», поскольку используется
цифровой метод передачи данных.
Лист № 3
Всего листов 9
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации шкалы времени
в системе, в состав ИВК ЕНЭС входит радиосервер точного времени типа РСТВ-01, который
обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от источника
точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой координационного
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.
В ИВК ПАО «ДЭК» используется устройство синхронизации времени типа УССВ,
принимающее сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования
(GPS). Корректировка часов сервера ИВК ПАО «ДЭК» выполняется ежесекундно по сигналам
УССВ.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника
точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений
количества электрической энергии.
Журналы событий счетчика, УСПД, сервера отображают факты коррекции времени с
обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени,
на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.08, в состав которого
входят модули, указанные в таблице 1.1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту
программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами
доступа.Средствомзащитыданныхприпередачеявляетсякодированиеданных,
обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
ВАИИСКУЭиспользуетсяспециализированноепрограммноеобеспечение
(далее – СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в
соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является
кодированиеданных,обеспечиваемоепрограммными средствами
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп), установленного в
ИВК ЕНЭС, указаны в таблице 1.2.
Таблица 1.1 – Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПОПО «АльфаЦЕНТР»
Библиотека ac_metrology.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПО12.01
Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54
Алгоритмвычисления цифрового
идентификатора ПО
MD5
Лист № 4
Всего листов 9
Идентификационные данные (признаки)
Значение
MD5
Таблица 1.2 – Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
не ниже 1.0.0.4
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
Идентификационное наименование СПО
Номер версии (идентификационный номер) СПО
Цифровой идентификаторС ПО
Другие идентификационные данные
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора СПО
ПО «АльфаЦЕНТР» и СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияют на
метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных
изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) от непреднамеренных и
преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 5
Всего листов 9
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в
таблицах 2, 3.
Наименование ИК
1
GIF 40.5
Ктт = 500/5
Рег. № 30368-05
ф. А, В, С
Ктн=
P4GB-DW-4
2
Ктт = 500/5
ф. А, С
ТЛ-ЭК-35
кл.т. 0,2S
кл. т. 0,5
Таблица 2 – Состав 1-го и 2-го уровней ИК
№Измерительные компоненты
ИКТТТНСчетчикУСПД
ЗНОЛ-35 III
ВЛ Т-107 35 кВ
кл. т. 0,2S
кл. т. 0,5 А1802RAL-
(Водозабор № 1) 35000:√3/100:√3 кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 21257-06Рег. №31857-06
1 ТН-35, ф. А, В, С
GIF 40.5
кл. т. 0,2S
RTU-325L
Рег. №
Рег. № 30368-05
ЗНОЛ-35 III
А1802RAL-
37288-08
ВЛ Т-108 35 кВ Ктн= P4GB-DW-4
(Водозабор № 2)35000:√3/100:√3кл.т. 0,2S/0,5
Рег. № 21257-06 Рег. №31857-06
Ктт = 500/5
2 ТН-35, ф. А, В, С
рег. № 62786-15
ф. В
Примечания:
1 Допускается 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 3
метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСПД на аналогичный утвержденного типа.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами
на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
4. Кл. т. – класс точности, Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока,
Ктн – коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № – регистрационный
номер в Федеральном информационном фонде.
№ ИКВид электроэнергии
±5
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Основная Погрешность в
погрешность, % рабочих условиях, %
активная±0,8±1,6
1
реактивная ±1,7 ±2,7
активная ±0,8 ±1,6
2
реактивная±1,7±2,7
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ
АИИС КУЭ, с
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 cos
j
= 0,8 инд I=0,02(0,05)·I
ном
и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК
№№ 1 - 2 от плюс 10 до плюс 30 °C.
Лист № 6
Всего листов 9
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
от 49,6 до 50,4
от -40 до +70
от -40 до +65
120000
2
75000
2
114
45
45
10
Значение
2
Таблица 4 – 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,
о
С
от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- ток, % от I
ном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН,
о
С
- температура окружающей среды в месте расположения
электросчетчиков,
о
С:
- температура окружающей среды в месте расположения
сервера,
о
С
от +10 до +30
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
70000
1
- среднее trial наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика Альфа А1800
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
для УСПД RТU325L
- 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
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях
электропотребления по каждому каналу и электропотребление за
месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не
менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее
3,5
Лист № 7
Всего листов 9
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 ворганизации–участникиоптовогорынкаэлектроэнергииспомощью
электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и УСПД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– электросчётчика;
– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
– испытательной коробки;
– УСПД;
– сервера;
–защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,
параметрировании:
– электросчетчика;
– УСПД;
– сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК ЕНЭС (функция автоматизирована);
– ИВК ПАО «ДЭК» (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
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 5.
Лист № 8
Всего листов 9
А1802RAL-P4GB-DW-4
2
УССВ
1
1
Тип (обозначение)
GIF 40.5
ТЛ-ЭК-35
ЗНОЛ-35 III
Количество, шт./экз.
5
1
6
RТU325L
РСТВ-01
1
1
1
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформатор тока
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных
Радиосервер точного времени
Устройство синхронизации системного
времени
Программное обеспечение
Специализированное программное
обеспечение
Методика поверки
Паспорт-Формуляр
«АльфаЦЕНТР»
АИИС КУЭ ЕНЭС
(Метроскоп)
МП 031-2019
ДЭК.425355.006.ПФ
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 031-2019 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС Левобережная-
Водоканал. Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 19.04.2019 г.
Основные средства поверки:
-ТТ – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика
поверки»;
-ТН – 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»;
-по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных
трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
-по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных
трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
-по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях
соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
-счетчиковАльфаА1800–подокументуМП-2203-0042-2006«Счетчики
электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»,
согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
-УСПД RТU325L – по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический
измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ
ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
-РСТВ-01 – по документу «Радиосерверы точного времени РСТВ-01. Методика
поверки» ПЮЯИ.468212.039МП, утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.11 г.;
-радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
-метеометр МС 200А, Рег. № 27468-04
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 № 9
Всего листов 9
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ПСЛевобережная-Водоканал,аттестованном
ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
Публичное акционерное общество «Дальневосточная Энергетическая Компания»
(ПАО «ДЭК»)
ИНН 2723088770
Адрес: 690091, Приморский край, г. Владивосток, ул. Тигровая, д. 19
Телефон: +7 (423) 240-68-45
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, пом. I, ком. 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.312429 от 30.01.2018 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииА.В. Кулешов
М.п.« ___ » _______________ 2019 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.