Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Востока расширение в части новых точек учета , ГРСИ 79795-20
Номер госреестра:
79795-20
Наименование СИ:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Востока расширение в части новых точек учета
Обозначение типа:
Производитель:
Публичное акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ПАО "ФСК ЕЭС"), г. Москва
Межповерочный интервал:
4 года
Сведения о типе СИ:
Заводской номер
Заводской номер:
003-2020
Описание типа:
Методика поверки:
-
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru
×
![]()
Приложение № 12
к сведениям о типах средств
измерений, прилагаемым
к приказу Федерального агентства
по техническому регулированию
и метрологии
от «2» декабря 2020 г. № 1988
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК
ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых точек учета
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока
расширение в части новых точек учета (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для
измерений активной и реактивной энергии, а также, для автоматизированного сбора,
обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание средства измерений
АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую
автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией
измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя
измерительныетрансформаторытока(ТТ)классаточности0,2S,измерительные
трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной
электроэнергии класса 0,2S (в части активной энергии) 0,5 (в части реактивной энергии),
вторичныеизмерительныецепи и техническиесредстваприема-передачиданных.
Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ
приведены в таблицах 2 - 4.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)
АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), систему
обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), технические средства приема-передачи данных,
каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы,
коммутационное оборудование.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК). Этот уровень
обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера Центра сбора и обработки данных (далее
по тексту – ЦСОД) ПАО «ФСК ЕЭС» не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка
электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных;
радиосервер точного времени РСТВ-01; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе
персонального компьютера (далее по тексту – ПК); каналообразующую аппаратуру; средства
связи и передачи данных.
2
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-
передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВКЭ, где осуществляется хранение
измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на Сервер сбора
данных уровня ИВК, находящийся в ЦСОД исполнительного аппарата (ИА) ПАО «ФСК ЕЭС»,
г. Москва, для последующей обработки, хранения и передачи.
Далее, данные с уровня АИИС КУЭ в ЦСОД ИА ПАО «ФСК ЕЭС» по цифровым
каналам связи (на участке «подстанция – ИА ПАО «ФСК ЕЭС» каналы связи организованы
посредством малых наземных станций спутниковой связи (МЗССС) и на участке «ИА ПАО
«ФСК ЕЭС» - ИВК МЭС Востока» - с использованием единой цифровой сети связи
электроэнергетики (ЕЦССЭ) поступают в базу данных сервера уровня ИВК МЭС Востока, где
справочных и отчетных
иным заинтересованным
происходит хранение поступившей информации, оформление
документов,передачаинформациисмежнымсубъектами
организациям путем формирования файлов формата XML80020.
Предусмотрена передача информации в АО «АТС» и смежные субъекты ОРЭМ,
осуществляется по каналу связи с протоколом TCP\IP сети Internet в формате XML-файлов.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для
синхронизации времени в АИИС КУЭ входит радиосервер точного времени РСТВ-01,
обеспечивающий автоматическую непрерывную синхронизацию часов сервера сбора от
источника точного времени, который синхронизирован с национальной шкалой всемирного
координированного времени UTC (SU). Сервер сбора обеспечивает автоматическую коррекцию
часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и часов
сервера сбора более чем на ±1 с., с интервалом проверки текущего времени не более 60 мин.
С интервалом 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специальное программное обеспечение АИИС КУЭ ЕНЭС
(Метроскоп) – далее 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.
УровеньзащитыПОотнепреднамеренныхипреднамеренныхизменений
предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров,
защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передач данных с помощью
контрольных сумм, что соответствует уровню высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
3
Цифровой идентификатор СПО:
26B5C91CC43C05945AF7A39C9EBFD218
MD5
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Наименование файла
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Значение
СПО (АИИС КУЭ) ЕЭНС (Метроскоп)
DataServer.exe, DataServer_USPD.exe
не ниже 1.0.0.4.
Алгоритм вычисления цифрового
идентификатора ПО
Метрологические и технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК ИИК и ИВКЭ
АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
Номер ИК
Диспетчерское
наименование
точки учета
Состав первого и второго уровней ИК
ТОГФ-110
кл. т. 0,2S
Ктт=600/5
Рег. № 61432-15
НКФ-110-57 У1
кл. т. 0,5
Ктн=
(110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 14205-94
Альфа А1800
кл.т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
06
RTU-325L
Рег.
№37288-08
РСТВ-01
Рег.
№40586-12
ТОГФ-110
кл. т. 0,2S
Ктт=150/5
Рег. № 61432-15
НКФ-110-57 У1
кл. т. 0,5
Ктн=
(110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 14205-94
Альфа А1800
кл.т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
ТОГФ-110
кл. т. 0,2S
Ктт=150/5
Рег. № 61432-15
НКФ-110-57 У1
кл. т. 0,5
Ктн=
(110000/√3)/(100/√3)
Рег. № 14205-94
Альфа А1800
кл.т 0,2S/0,5
Рег. № 31857-
11
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС
КУЭ
электрической
Трансформатор Трансформатор
Счетчик
тока напряжения
энергии
ИВКЭ
(УСПД,
УССВ)
12
3
4
5
6
1ОВ-110 кВ
ВЛ 110 кВ
2«Белогорск-
Маслозавод №1»
ВЛ 110 кВ
3«Белогорск-
Маслозавод №2»
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типовс
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, УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце
АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт
хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая
часть.
4
Номера ИК
Вид
электроэнергии
1-3
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
Метрологические характеристики ИК
Границы основнойГраницы погрешности в
погрешности (±δ), %рабочих условиях (±δ), %
Активная
Реактивная
±0,8
±1,7
±1,6
±2,5
Примечания:
1 Характеристики
погрешности
ИКданыдляизмерений
электроэнергии
(получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% I
ном
cos
=0,8 инд. и
температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии и УСПД
от плюс 15°С до плюс 30°С, температура окружающего воздуха в месте установка ТТ и ТН от
минус 60°С до плюс 40°С.
от 90 до 110
от 1(2) до 120
от 0,5
инд
. до 0,87
емк
.
120000
1
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество ИИК
Значение
2
3
от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
от +21 до +25
от -60 до +40
от +10 до +30
от +10 до +30
0,5
Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- сила тока, % от I
ном
- коэффициент мощности, cos
- температура окружающей среды, °C
Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от U
ном
- сила тока, % от I
ном
- коэффициент мощности
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УСПД
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики Альфа А1800:
- 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
100000
1
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее0,99
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более 1
5
Продолжение таблицы 4
Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее45
ИВКЭ:
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях
электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее45
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств
измерений, лет, не менее 3,5
Погрешность СОЕВ, с/сут. ±5
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;
- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
-факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
-изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
-отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
-перерывы питания
Защищенность применяемых компонентов:
-наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
-счетчика;
-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-испытательной коробки;
-УСПД;
-ИВК.
-наличие защиты на программном уровне:
-пароль на счетчике;
-пароль на УСПД;
-пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к
измерительным данным для различных групп пользователей;
-ИВК.
Возможность коррекции времени в (функция автоматизирована):
-счетчиках;
-УСПД;
-ИВК.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации «АИИС КУЭ ПС 220 кВ
Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых точек учета»
типографским способом.
6
Комплектность средства измерений
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
1
Трансформаторы тока
23
ТОГФ-110 9 шт.
НКФ-110-57 У16 шт.
A1802-RALQ-P4GB-DW1 шт.
A1802-RALQ-P4GB-DW2 шт.
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные
Устройство сбора и передачи данных
Устройство синхронизации системного времени
Методика поверки
Паспорт-Формуляр
RTU-325L 1 шт.
РСТВ-01 1 шт.
МП 007-2020 1 экз.
4716016979.411711.003.ФО1 экз.
Поверка
осуществляетсяподокументуМП007-2020«ГСИ.Системаавтоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ
Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых точек учета.
Методика поверки», утвержденная ООО «МетроСервис» 23.07.2020 г.
Основные средства поверки:
трансформаторов тока – в соответствии
2003 «Трансформаторы тока.
Методика поверки» и/или МИ 3123-2008 «ГСИ. Экспериментально-расчётная методика
поверки измерительных трансформаторов тока на местах их эксплуатации»;
трансформаторовнапряжения–всоответствиисГОСТ8.216-2011
«Трансформаторынапряжения.Методика поверки.»и/или МИ 2925-2005«ГСИ.
Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/v3 кВ. Методика поверки на месте
эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
счетчики Альфа 1800 – в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики
электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа 1800. «Методика поверки»,
утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г.
УСПД RTU-325L – по документу «Устройства сбора и придачи данных RTU-325 и
RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП» утверждённую ГЦИ СИ ФГУП
«ВНИИМС» в 2008 г.
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS)/ГЛОНАСС, (рег. № 46656-11);
термогигрометр Ива-6А-Д (рег. № 46434-11);
прибор для измерения электрических величин и показателей качества электрической
энергии Энергомонитор 3.3Т1 (рег. №39952-08).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием
системыавтоматизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока
расширение в части новых точек учета, аттестованном ООО «МетроСервис», аттестат
аккредитации № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.
7
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)ПС
220 кВ Белогорск филиала ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Востока расширение в части новых
точек учета
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 «Федеральная сетевая компания Единой
энергетической системы» (ПАО «ФСК ЕЭС»)
ИНН 4716016979
Адрес: 117630, г. Москва, ул. Академика Челомея, 5А
Телефон: +7 (495) 620-16-17
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энерго Строй Сервис+»
(ООО «Энерго Строй Сервис+»)
ИНН 2722083698
Адрес: 680014, г. Хабаровск, Проспект 60-летия Октября, д. 170, литер. «З», офис 2
Телефон/факс: +7 (914) 158-46-20
E-mail: info@energoss.com
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «Метрологический сервисный центр»
(ООО «МетроСервис»)
Адрес: 660133, Красноярский край, г. Красноярск, ул. Сергея Лазо, 6а
Телефон: +7 (391) 224-85-62
E-mail: E.E.Servis@mail.com
Аттестат аккредитации ООО «МетроСервис» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311779 от 10.08.2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
| ГРСИ | Наименование СИ | Тип СИ | Производитель | МПИ | Ссылка |
| 71175-18 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Костромской ТЭЦ-1 | Нет данных | ООО "Энергометрология", г.Москва | 4 года | Перейти |
| 75310-19 | Автоматизированная информационно-измерительная система программно-технический комплекс | Кросс-Старт | ООО "Кросс-Автоматика", г.Омск | 1 год | Перейти |
| 24326-08 | Электроды ионоселективные | Элис-2 | ООО НПО "Измерительная техника ИТ", г.Москва | 1 год | Перейти |
| 57073-14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 500/220/110/10 кВ "Комсомольская" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части дополнительных точек учета | Нет данных | ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск | 4 года | Перейти |
| 49348-12 | Система мониторинга крена здания | СМК-10 | ООО "Пролог", г.Обнинск | 1 год | Перейти |
Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru
Поверка средств измерений