Untitled document

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «19» ноября 2021 г. № 2601

Лист № 1

Регистрационный № 83785-21Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

информационно-измерительная коммерческого

КУЭ) АО «Оренбургнефть» (ПС 110/35/6 кВ

Системаавтоматизированная

учета электроэнергии (АИИС

«Росташинская»)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оренбургнефть» (ПС 110/35/6 кВ «Росташинская»)

(далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии,

автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и

передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного

регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

автоматизированную 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 устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую

аппаратуру.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер с программным обеспечением (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени

(РСТВ), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру,

технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав

доступа к информации.

Первичные токи и напряжения трансформируются 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.

Лист № 2

Всего листов 9

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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется накопление, хранение и

передача полученных данных на сервер по каналам связи стандарта GSM посредством службы

передачи данных GPRS, а также отображение информации по подключенным к УСПД

устройствам.

На сервере осуществляется обработка полученных данных, в частности вычисление

электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,

формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных

форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном

фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

От сервера информация в виде xml-макетов установленных форматов передается в АРМ

энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» по каналу связи сети Internet.

Передача информации от АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК» в

программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта

ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу

связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в

соответствии с действующими требованиями ОРЭ к предоставлению информации.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в

себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и РСТВ. РСТВ обеспечивает передачу шкалы

времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с

национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение часов сервера с РСТВ осуществляется ежесекундно, корректировка часов

сервера от РСТВ производится независимо от величины расхождения.

Сравнение часов УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи,

корректировка часов УСПД производится независимо от величины расхождения.

Сравнение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со

счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов

счетчиков и УСПД более ±2 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с

обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на

которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер

указываетсявпаспорте-формуляренасистему автоматизированнуюинформационно-

измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Оренбургнефть»

(ПС 110/35/6 кВ «Росташинская»).

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту

измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты

данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными

средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных

изменений – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 9

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»

Идентификационные данные (признаки)Значение

Идентификационное наименование ПОServer_MZ4.dllASCUE_MZ4.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 1.0.1.1

Цифровой идентификатор ПОf851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0ccda718bc6d123b63a8822ab86c2751ca

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО MD5

Метрологические и технические характеристики

Измерительные компоненты

ТОГФ-110

Кл.т. 0,2S

600/5

Рег. № 44640-10

Фазы: А; В; С

НКФ-110-83У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 1188-84

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

мерСервер

Но-

Наименование

ИК

точки измерений

ТТТНСчетчикУСПДРСТВ

12345678

Метрологические

характеристики ИК

ВидГраницыГраницы до-

элек- допускае- пускаемой

тро- мой основ- относитель-

энер- ной отно- ной погреш-

гии сительной ности в ра-

погрешно- бочих усло-

сти, (±δ) % виях, (±δ) %

91011

ПС 110/35/6 кВ

Росташинская,

ОРУ-110 кВ,

1ВЛ 110 кВ

Южная-

Росташинская 1

цепь

E-РСТВ-HP

422.GSM 01-01 Pro-

Рег. № Рег. № Liant

46553-11 40586-12 ML350

Актив-

ная0,91,6

Реак-

1,62,6

тивная

Лист № 4

Всего листов 9

НКФ-110-83У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 1188-84

Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

НКФ-110-83У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 1188-84

Фазы: А; В; С

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

НКФ-110-83У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 1188-84

Фазы: А; В; С

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

678

91011

E-

422.GSM

Рег. №

46553-11

Актив-

ная0,91,6

Реак-

1,62,6

тивная

чинская-

ТФМ-110Б-1У1

Кл.т. 0,5

600/5

Продолжение таблицы 2

123

ПС 110/35/6 кВ

Росташинская, ТОГФ-110

ОРУ-110 кВ, Кл.т. 0,2S

2ВЛ 110 кВ600/5

Южная- Рег. № 44640-10

Росташинская 2Фазы: А; В; С

цепь

ПС 110/35/6 кВ

Росташинская,

ОРУ-110 кВ,

ВЛ 110 кВ Соро-

Рег. № 2793-71

Росташинская

Фазы: А; В; С

E-

422.GSM

Рег. №

46553-11

Актив-

ная1,33,3

Реак-

2,55,6

тивная

ОМВ 110 кВ

Кл.т. 0,5

4600/5

ПС 110/35/6 кВ

ТФМ-110Б-1У1

Росташинская,

ОРУ-110 кВ,

Рег. № 2793-71

Фазы: А; В; С

НКФ-110-83У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 1188-84

Фазы: А; В; С

НКФ-110-83У1

Кл.т. 0,5

110000/√3/100/√3

Рег. № 1188-84

Фазы: А; В; С

РСТВ-HP

01-01 Pro-

Рег. №Liant

E-

40586-12 ML350

422.GSM

Рег. №

46553-11

Актив-

ная1,33,3

Реак-

2,55,2

тивная

ПС 110/35/6 кВ

шинская -

Кл.т. 0,5

5300/5

Росташинская,

ТФМ-110Б-1У1

ОРУ-110 кВ,

ВЛ 110 кВ Роста-

Рег. № 279

-71

Савельевская

Фазы: А; В; С

E-

422.GSM

Рег. №

46553-11

Актив-

ная1,33,3

Реак-

2,55,6

тивная

Лист № 5

Всего листов 9

3,3

4,6

3,3

4,6

3,3

4,6

±5

ПС 35/6 кВ Пер-E-

вомайская,422.GSM

РУ-6 кВ, 1 СШРег. №

6 кВ, яч.146553-11

ОЛ-10 УТЗНОЛ.06

Фазы: А; СФазы: А; В; С

вомайская,422.GSM01-01Pro-

РУ-6 кВ, 2 СШРег. №Рег. №Liant

ная

Реак-

ТОЛ-10ЗНОЛ.06

вомайская,422.GSM

РУ-6 кВ, 1 СШРег. №

6 кВ, яч.746553-11

кти

Продолжение таблицы 2

12345678910

ТОЛ-10 УТ2 ЗНОЛ.06

Актив-

Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.02.2-13

ная1,3

6600/5 6000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. № 6009-77Рег. № 3344-72Рег. № 20175-01Реак-

2,3

Фазы: А; С Фазы: А; В; С тивная

ПС 35/6

кВ Пер-

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.02.2-13

E-РСТВ-HP

Актив-

1,3

7 100/5 6000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/0,5

кВ

, яч

Рег. № 6009-77Рег. № 3344-72Рег. № 20175-01

46553

11 4058

-12

350

тивная

2,3

ПС 35/6

кВ Пер-

Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5СЭТ-4ТМ.02.2-13

E-

ная

в-

1,3

8 100/5 6000/√3/100/√3 Кл.т. 0,5S/0,5

Рег. № 7069-79Рег. № 3344-72Рег. № 20175-01Реак-

2,3

Фазы: А; С Фазы: А; В; С тивная

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы

времени UTC(SU), с

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 для ИК №№ 1, 2 указана для тока 2 % от I

ном,

для ИК №№ 3-8 – для тока 5 % от I

ном

cos



= 0,8инд.

4Допускается 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 РСТВ на аналогичные утвержденного типа. Допускается замена сервера без

изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном

собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Лист № 6

Всего листов 9

от 95 до 105

от 90 до 110

165000

90000

55000

Значение

от 1 до 120

от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2

от +15 до +25

от 1 до 120

от 5 до 120

от 0,5 до 1,0

от 49,6 до 50,4

от -45 до +40

от +15 до +35

от +15 до +25

от +10 до +30

100000

Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество ИК

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

для ИК №№ 1, 2

для остальных ИК

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды, °С

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от Uном

ток, % от Iном

для ИК №№ 1, 2

для остальных ИК

коэффициент мощности cosφ

частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения 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 типа СЭТ-4ТМ.03М: