Приложение к свидетельству № 75049
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Белгород
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Белгород (далее – АИИС КУЭ) 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)
исчетчикиактивнойиреактивнойэлектроэнергии(далее–Счетчики),вторичные
измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и
технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2,
3.
2-йуровень–измерительно-вычислительныйкомплексэлектроустановки
(далее - ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (далее – УСПД),
технические средства приема-передачиданных,каналысвязи дляобеспечения
информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК) АИИС КУЭ
единой национальной (общероссийской) электрической сети (далее – ЕНЭС), включающий
центры сбора и обработки данных (ЦСОД) Исполнительного аппарата (ИА) и Магистральных
электрическихсетей(МЭС)Центра,автоматизированныерабочиеместа(АРМ),
каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2,
(далее – УССВ), 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
времении 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 в ПАК АО «АТС» и в АО «СО ЕЭС»
и смежным субъектам ОРЭМ.
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 УССВ, которое обеспечивает автоматическую непрерывную
синхронизацию часов сервера сбора от источника точного времени, который синхронизирован
с национальной шкалой 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (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 кодирование данных,
обеспечиваемое программными средствами 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.
Лист № 3
Всего листов 8
Значение
MD5
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)
не ниже 1.0.0.4
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
характеристики
соответствии с
СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические
измерительных каналов (далее – ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) «высокий» в
Р 50.2.077-2014.
Лист № 4
Всего листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительныхканалов (далее –ИК) АИИСКУЭ иих основные
метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Номер
ИК
УСПД/
УССВ
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ
Измерительные компоненты
Наименование
объектаТТ
ТНСчётчик
ПС 330 кВ
Ктт 500/1
Рег. № 53971-13
Кл. т. 0,2
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11
ПС 330 кВ
Ктт 500/1
Кл. т. 0,2
Рег. № 65668-16
Кл. т. 0,2S/0,5
RTU-325
2
ТРГ-УЭТМ
®
-110
OTCF 126
А1802RAL-
42Белгород, ОРУ
Кл. т. 0,2S
Ктн
P4GB-DW-4
Рег. №
110 кВ, яч.27 110000/√3:100/√3 37288-08/
Рег. № 65668-16
ТРГ-УЭТМ
®
-110
OTCF 126
А1802RAL-
УССВ-
43Белгород, ОРУ
Кл. т. 0,2S
Ктн
P4GB-DW-4
Рег. №
110 кВ, яч. 11
Рег. № 53971
-
13
110000/√3:100/√3
Рег. № 31857
-
11
54074-13
Примечания:
1 Допускается замена 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
2 Допускается замена УССВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов.
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, Ктн – коэффициент трансформации трансформаторов напряжения,
Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Рег. № – регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде.
Номер ИК
Активная
42, 43
Реактивная
±0,6
±1,3
±1,5
±2,6
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Вид электрической
энергии
Границы основной
погрешности, (±
d
), %
Границы погрешности в
рабочих условиях, (±
d
),%
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с±5
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos
j
= 0,8 инд I=0,02 I
ном
и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 42 - 43 от
0 до плюс 40 °C.
Лист № 5
Всего листов 8
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5
инд
до 0,8
емк
от 49,6 до 50,4
от -40 до +40
от -40 до +65
120000
2
100000
2
1200
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 время наработки на отказ, ч, не менее:
для электросчетчика A1802RAL-Р4GB-DW-4
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД:
- среднее время наработки на отказ не менее, ч
для УСПД RТU-325
- 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 № 6
Всего листов 8
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 (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 4.
Лист № 7
Всего листов 8
Тип
Количество, шт.
A1802RAL-Р4GB-DW-4
2
УССВ-2
1
ТРГ-УЭТМ
®
-110
OTCF 126
6
12
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
Счётчик электрической энергии
многофункциональный
Устройство сбора и передачи данных
RТU-325
1
Устройство синхронизации системного
времени
Методика поверки
МП 067-2019
1
Формуляр
П3300194-203118-75 ФО
1
Поверка
осуществляется по документу МП 067-2019 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ Белгород.
Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 19.07.2019 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»;
-счетчиков A1802RAL-Р4GB-DW-4 – по документу «Счетчики электрической
энергии трехфазныемногофункциональныеАльфаА1800.Методикаповерки
ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
-УСПД RТU-325 – по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и
RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2008 г.;
-УССВ-2 – по докменту МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства
синхронизациисистемноговремениУССВ-2.Методикаповерки»,утвержденному
руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;
-радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11.
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.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с
использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого
учетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)ПС330кВБелгород,аттестованном
ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Лист № 8
Всего листов 8
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
Общество с ограниченной ответственностью «Велес» (ООО «Велес»)
ИНН 6671394192
Адрес: 620146, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, д. 37- 69
Телефон: +7 (902) 274-90-85
E-mail:
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Спецэнергопроект»
(ООО «Спецэнергопроект»)
Адрес: 115419, г. Москва, ул. Орджоникидзе, д. 11, стр. 3, этаж 4, пом. I, комн. 6, 7
Телефон: +7 (985) 992-27-81
E-mail:
Аттестат об 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.