Untitled document

Приложение к свидетельству № 57719

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» – Череповецкая ГРЭС

(точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ

Череповецкая ГРЭС – Череповецкая № 2)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» – Череповецкая ГРЭС (точки измерений

ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – Череповецкая

№ 2) (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнер-

гии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи

полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в

себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные

трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактив-

ной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по

ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измеритель-

ные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические

характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 4.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ)

АИИС КУЭ, включающий в себя промконтроллеры ЭНКС-1.622, контроллеры UNO-2160, блок

коррекции времени Trimble Acutime 2000 Sinchronization, каналообразующую аппаратуру;

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

основной и резервный серверы БД АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, автоматизиро-

ванные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее – ПО) «ES-Энергия».

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-

маторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи посту-

пают 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

усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и то-

ка за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения про-

изводится вычисление полной мощности за период. 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 зна-

чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчика по линиям связи поступает на входы промкон-

троллера ЭНКС-1.622, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление

Лист № 2

Всего листов 9

и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информа-

ции по подключенным к контроллеру устройствам.

На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измеритель-

ной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформле-

ние отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в

организации – участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в

ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде xml-файлов

формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения стату-

са субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энер-

гии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматри-

вает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, ИВКЭ и

ИВК). АИИС КУЭ оснащена блоком коррекции времени Trimble Acutime 2000 Sinchronization,

синхронизирующим собственное время по сигналам спутниковой системы навигации. Погреш-

ность синхронизации фронта сигнала 1PPS в статическом режиме составляет ±100 нс, в дина-

мическом режиме ±300 нс. Блок коррекции времени подключен к контроллеру UNO-2160. Пре-

делы абсолютной погрешности хода часов контроллера UNO-2160 за 1 час составляют не более

±0,6 с. Сличение часов контроллера UNO-2160 и блока коррекции времени осуществляется пе-

риодически (1 раз в 3 часа), коррекция часов производится при обнаружении расхождения

больше ±1 с.

Сличение часов основного и резервного серверов базы данных осуществляется перио-

дически (1 раз в 1 час) с часами контроллера UNO-2160. Коррекция часов основного или ре-

зервного серверов осуществляется при обнаружении расхождения ±2 с.

Промконтроллер ЭНКС-1.622 периодически (1 раз в 3 часа) сравнивает свое системное

время с часами контроллера UNO-2160. Пределы допускаемых значений абсолютной среднесу-

точной погрешности хода часов промконтроллера составляют не более ±2 с. При обнаружении

расхождения больше ±1 с часов промконтроллера ЭНКС-1.622 от часов контроллера UNO-2160

производится коррекция часов в промконтроллере ЭНКС-1.622. Сличение часов счетчика элек-

трической энергии и промконтроллера ЭНКС-1.622 осуществляется во время сеанса связи со

счетчиком (1 раз в 30 минут). При обнаружении расхождения больше ±2 с часов счетчика элек-

трической энергии от часов промконтроллера производится коррекция часов счётчика, но не

чаще одного раза в сутки. Пределы основной абсолютной погрешности хода внутренних часов

счетчика в нормальных условиях Δ

сч

= ± 0,5 с/сутки. Пределы дополнительной температурной

погрешности хода часов счетчика ± 0,1 с/°С·сутки.

Передача данных осуществляется по каналам связи со скоростью не менее 9600 бит/с,

следовательно, время задержки составляет меньше 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, промконтроллера, контроллера и сервера

БД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение

времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно

предшествующий корректировке.

Лист № 3

Всего листов 9

признаки

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «ES-Энергия», в состав которого

входят программы, указанные в таблице 1. ПО «ES-Энергия» обеспечивает защиту программ-

ного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.

Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое

программными средствами ПО «ES-Энергия».

Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные

Значение

стратор

Админи-trator

ES XML

Com-

TimeSync

ESTSSvc.

ИдентификационноеES-ASD

наименование ПОES-Adminis-

Meter#ES-УчетCompiler

MeterMetr ESAccounESXML-

Admin.exe ES_ASD.e

ology.dllt.exe

piler.exe

exe

Номер версии (иден-

тификационный но-1.3.0.05.7.26.03.1.0.55.6.21.02.24.0.251.4.1.0

мер) ПО

f08b2ade4197f6598d41af001e1d4e78735b8df87a98aeec558e09

Цифровой иденти-0669027de01a5819ed1da9e599af21450d5 10d11670e ee0b8a244

фикатор ПО d489c27b2 40e561c6e3f4cbfdb609bd5e872374fe1ee9e131442af

643d961bff7533dda14eb45a3cd651b

Алгоритмвычисле-

ния цифрового иден-MD5

тификатора ПО

Системы учета и контроля электроэнергии автоматизированные «ES-Энергия» произ-

водства ЗАО «ИНЖЕНЕРНЫЙ ЦЕНТР «ЭНЕРГОСЕРВИС», включают в себя ПО «ES-

Энергия».

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,

получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от

счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-

троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи

измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков элек-

трической энергии и измерительных трансформаторов.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4, норми-

рованы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий»

в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 4

Всего листов 9

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2-4

Состав измерительного канала

Номер ИК

Наименование

точки измере-

ний

ВЛ 220 кВ

Череповецкая

ГРЭС – РПП-2

№2

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 01265914

ЭНКС- 1.622

Зав. № 1174

Зав. № 1175

HP Proliant DL360e

Gen8

Зав. №

CZJ34002QZ

активная

реактивная

ВЛ 220 кВ

Череповецкая

ГРЭС – Чере-

повецкая №2

A1802RAL-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 01265915

ЭНКС- 1.622

Зав. № 1174

Зав. № 1175

HP Proliant DL360e

Gen8

Зав. №

CZJ34002QZ

активная

реактивная

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

ТТТНСчётчикИВКЭ

Вид элек-

Сервер

троэнергии

CTSG

2000/1

Кл.т. 0,2S

А: Зав. №132583007

В: Зав. № 132583008

С: Зав. № 132583009

CTSG

2000/1

Кл.т. 0,2S

А: Зав. № 132583004

В: Зав. № 132583005

С: Зав. № 132583006

UDP 245

220000/√3:100/√3

Кл.т. 0,2

А: Зав. № B105-

VT/009/AG31

В: Зав. № B105-

VT/007/AG31

С: Зав. № B105-

VT/008/AG31

UDP 245

220000/√3:100/√3

Кл.т. 0,2

А: Зав. № B105-

VT/002/AG31

В: Зав. № B105-

VT/003/AG31

С: Зав. № B105-

VT/006/AG31

Лист № 5

Всего листов 9

Номер ИК

Диапазон тока

1; 2

(ТТ 0,2S; ТН

0,2; Сч 0,2S)

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Iн

1,2Iн

0,2Iн

<Iн

0,05Iн

<0,2Iн

0,01(0,02)Iн

<0,2Iн

Основная погрешность,

(±

), %

cos

= cos

0,9 0,8 0,5

3 4 5

0,6 0,6 0,9

0,60,60,9

0,70,81,3

1,21,32,0

Погрешность в рабочих

условиях, (±

), %

cos

= cos

0,9 0,8 0,5

6 7 8

0,8 0,9 1,2

0,80,91,2

0,91,01,4

1,31,52,1

Номер ИК

Диапазон тока

1; 2

(ТТ 0,2S; ТН

0,2; Сч 0,5)

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Iн

1,2Iн

0,2Iн

<Iн

0,05Iн

<0,2Iн

0,01(0,02)Iн

<0,2Iн

Основная погрешность,

(±

), %

cos

= cos

0,9 0,8 0,5

3 4 5

1,1 1,0 0,8

1,11,00,8

1,61,41,0

2,32,01,5

Погрешность в рабочих

условиях, (±

), %

cos

= cos

0,9 0,8 0,5

6 7 8

1,8 1,7 1,5

1,81,71,5

2,12,01,6

2,72,42,0

Примечания:

1Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней

мощности (получасовой).

2В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интерва-

ла, соответствующие вероятности 0,95.

3Нормальные условия эксплуатации:

-параметры сети: диапазон напряжения (0,99 – 1,01) Uн; диапазон силы тока

(0,02 – 1,2) Iн, частота (50

0,15) Гц; коэффициент мощности cos

= 0,5; 0,8; 0,9 инд.;

-температура окружающей среды:

-ТТ и ТН от минус 45 °С до плюс 40 °С;

-счетчиков от плюс 21 °С до плюс 25 °С;

-контроллеров от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

-серверов БД от плюс 10 °С до плюс 30 °С;

-магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4 Рабочие условия эксплуатации:

-для ТТ и ТН:

-параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн

; диапазон

силы первичного тока (0,02 – 1,2) Iн

; коэффициент мощности cos

(sin

) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);

частота (50

0,4) Гц;

-температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °C.

-для счетчиков электроэнергии:

-параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 – 1,1) Uн

; диапазон

силы вторичного тока (0,01 – 1,2) Iн

; коэффициент мощности cos

(sin

) 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5);

Лист № 6

Всего листов 9

частота (50

0,4) Гц;

-температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 65 °C;

-магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

5Погрешность в рабочих условиях указана для cos

= 0,5; 0,8; 0,9 инд и температу-

ры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 °С до

плюс 35 °С.

6Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, контроллеров

на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у пе-

речисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС

КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъ-

емлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-счётчик электрической энергии Альфа А1800 – среднее время наработки на отказ

не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-промконтроллер ЭНКС-1.622– среднее время наработки на отказ не менее

Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-контроллер UNO-2160 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

-блок коррекции времени Trimble Acutime 2000 sinchronization – среднее время на-

работки на отказ не менее Т = 366 880 ч, среднее время восстановления работоспособности

tв = 2 ч;

-сервер БД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее вре-

мя восстановления работоспособности tв = 2 ч.

Надежность системных решений:

-защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллеров с помощью

источника бесперебойного питания;

-резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-журнал счётчика:

-параметрирования;

-пропадания напряжения;

-коррекции времени в счетчике;

-журнал контроллера:

-параметрирования;

-пропадания напряжения;

-коррекции времени в счетчике и контроллере;

-пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-электросчётчика;

-промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-испытательной коробки;

-контроллера;

-сервера БД;

-защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

-электросчетчика;

-контроллера;

Лист № 7

Всего листов 9

-сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

-электросчетчиках (функция автоматизирована);

-контроллерах (функция автоматизирована);

-ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-о результатах измерений (функция автоматизирована);

-о состоянии средств измерений.

Цикличность:

-измерений 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована);

-сбора 3 мин, 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях

1200 суток; при отключении питания – 30 лет;

-контроллер – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнер-

гии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу – 45 су-

ток; сохранение информации при отключении питания – не менее 3 лет;

-сервер БД – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – за

весь срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-

ции на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта

электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» – Череповецкая ГРЭС (точки измерений

ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – Череповецкая

№ 2) типографским способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Наименование

Тип

№ Госреестра

Альфа А1800

31857-11

Блок коррекции времени

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

CTSG

UDP 245

46666-11

48448-11

Количество,

шт.

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения заземляемый

Счётчик электрической энергии трехфаз-

ный многофункциональный

Промконтроллер

Универсальный сетевой контроллер

Методика поверки

Формуляр

Руководство по эксплуатации

ЭНКС-1.622

UNO-2160

Trimble

Acutime 2000

Sinchronization

---

Лист № 8

Всего листов 9

Поверка

осуществляется по документу МП 59737-15 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» –

Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ

Череповецкая ГРЭС – Череповецкая № 2). Методика поверки», утвержденному ФГУП

«ВНИИМС» в декабре 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

-трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато-

ры тока. Методика поверки»;

-трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс-

форматоры напряжения. Методика поверки»;

-по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без от-

ключения цепей. Методика выполнения измерений»;

-по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе-

ния цепей. Методика выполнения измерений»;

-счетчиков Альфа А1800 – по документу «Счетчики электрической энергии трех-

фазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвер-

жденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной систе-

мы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений №

27008-04;

-переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчика-

ми системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-термогигрометр CENTER (мод.314): 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%.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений количества электриче-

скойэнергии(мощности)сиспользованиемавтоматизированнойинформационно-

измерительной системы коммерческого учета электроэнергии Филиала ОАО «ОГК-2» – Чере-

повецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Че-

реповецкая ГРЭС – Череповецкая № 2) для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ

Филиала ОАО «ОГК-2» – Череповецкая ГРЭС (точки измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС

– РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – Череповецкая № 2))», аттестованной ЗАО ИТФ

«СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от

17.07.2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе

автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учетаэлектро-

энергии и мощности (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «ОГК-2» – Череповецкая ГРЭС (точки

измерений ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС – РПП-2 № 2; ВЛ 220 кВ Череповецкая ГРЭС –

Череповецкая № 2)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-

нические условия.

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-

ные положения.

Лист № 9

Всего листов 9

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

-при осуществлении торговли.

Изготовитель

ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ»

Юридический адрес: 600026, г. Владимир, ул. Лакина, д.8

Тел.: (4922) 33-67-66

Факс: (4922) 42-45-02

E-mail:

st@sicon.ru

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Центр энергетических решений»

(ООО «Центр энергетических решений»)

Юридический адрес: 119048, г. Москва, Комсомольский проспект, д. 40

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-

исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д.46

Тел./факс: (495)437-55-77 / 437-56-66;

E-mail:

office@vniims.ru

www.vniims.ru

Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииС.С. Голубев

М.п.«____»_____________2015 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru