Untitled document

Приложение к свидетельству № 55871

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система

автоматизированная информационно-измерительная

коммерческого

учета эле троэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ППГХО» с Изменени м №1

Назначение средства измерений

Настоящееописаниетипасистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ППГХО» с Изменением №1 явля-

ется обязательным дополнением к описанию типа системы автоматизированной информаци-

онно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ППГХО», свидетельство об

утверждение типа RU.E.34.004.A №39386, регистрационный № 44012-10 от 15.05.2010 г. и

включает в себя описание дополнительного измерительного канала, соответствующего точке

измерений № 42.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии ОАО «ППГХО» с Изменением № 1 (далее АИИС КУЭ) предназначена для из-

мерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной за установ-

ленные интервалы времени отдельными технологическими объектами предприятия, сбора,

хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть

использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ ОАО «ППГХО» решает следующие задачи:

автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной

электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;

периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор при-

вязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электро-

энергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных,

отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервиро-

вание баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие

места (АРМы);

предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объек-

тов и средств измерений со стороны сервера организаций–участников оптового рынка

электроэнергии;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциони-

рованного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и

т.п.);

диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую территориально-распределенную ин-

формационно-измерительную систему с централизованным управлением.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, транс-

форматоры напряжения (ТН) классов точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики электро-

энергии СЭТ-4ТМ.02М.02 по ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения

Лист № 2

Всего листов 7

активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнер-

гии, установленные на присоединениях, указанных в таблице 2 (1 точка измерений);

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

включающий в себя одно устройство сбора и передачи данных УСПД на базе индустриальных

сетевых контроллеров «СИКОН С50» и технические средства приема-передачи данных (кана-

лообразующая аппаратура);

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

вер баз данных АИИС КУЭ (сервер БД), автоматизированные рабочие места (АРМ) пользова-

телей системы на базе IBM PC совместимых компьютеров, специализированное программное

обеспечение (ПО) и аппаратуру приема-передачи данных.

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 мгновен-

ным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычис-

ляются мгновенные значения активной и полной мощности. Средняя за период реактивная

мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней мощности, вычисляется

для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее зна-

чение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

По запросу данные поступают в цифровом виде на входы УСПД «СИКОН С50», где

осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации и пересчет данных с уче-

том коэффициента трансформации, хранение и накопление полученных от счетчиков инфор-

мации.

Передача данных с УСПД на третий уровень системы (сервер БД) осуществляется ав-

томатически по запросу ПО «Пирамида 2000. Сервер». На третьем уровне системы выполня-

ется хранение полученных данных на жёстких дисках сервера АИИС КУЭ, ведение журнала

событий, обеспечивается вывод и отображение данных на АРМ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в

себя устройство синхронизации времени УСВ-1, подключенное к серверу БД, часы УСПД и

счетчиков. УСВ-1 принимает сигналы от системы спутникового времени. Сличение часов сер-

вера БД осуществляется каждые 10 мин, корректировка осуществляется при расхождении

времени ±1 с. Время УСПД «СИКОН С50» синхронизировано с временем сервера БД, сличе-

ние – 1 раз в час, корректировка – при расхождении времени ±1 с. Сличение времени счетчи-

ков со временем УСПД происходит 1 раз в 3 минуты, корректировка осуществляется при рас-

хождении со временем УСПД ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Погрешность СОЕВ не превы-

шает ± 5 с.

Программное обеспечение

В системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета

электроэнергии ОАО «ППГХО» с Изменением №1 используется ПО «Пирамида 2000», свиде-

тельство об аттестации № АПО-209-15 от 26.10.2011, выданное ФГУП «ВНИИМС».

ПО «Пирамида 2000» имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из основных компонентов,

указанных в таблице 1.

ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измеритель-

ной информации паролями в соответствии с правами доступа. Уровень защиты программного

обеспечения, используемого в АИИС КУЭ, от непреднамеренных и преднамеренных измене-

ний высокий (в соответствии с Р 50.2.077-2014).

Метрологические характеристики, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Лист № 3

Всего листов 7

Таблица1–Идентификационныеданныепрограммногообеспечения

ПО «Пирамида 2000»

Идентификационное данные

Значение

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Версия не ниже 3

Цифровой идентификатор ПО

CalcClients.dll

CalcLeakage.dll

CalcLosses.dll

Metrology.dll

ParseBin.dll

ParseIEC.dll

ParseModbus.dll

ParsePiramida.dll

SynchroNSI.dll

VerifyTime.dll

Другие идентификационные данные

е55712d0b1b219065d63da949114dae4

b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f

d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac

52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09

1еа5429b261fb0е2884f5b356a1d1e75

–

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 – Состав дополнительных измерительных каналов и их основные метрологические

характеристики

Состав измерительного канала

Трансфор-

маторы тока

УСПД/

Сервер

Вид

Эле-

ктро-

энер-

гии

ТЭЦ,

ОРУ-110

кВ,

яч. 126

ВЛ-110 кВ

«ПС Забай-

кальск –

Краснока-

менская

ТЭЦ»

ТОГФ-110

600/5

Кл.т. 0,5

А-Зав. № 621

В-Зав. № 622

С-Зав. № 623

СИКОН

С50

Зав. №

09.252/

HP Trial-

ant DL120

G5/

HP ProLi-

ant DL370

Актив

ная

Реак-

тив-

ная

Точки

изме-

№

Наименование

объекта, при-

рений

соединения

ры напряжения

Счетчики

Трансформато-

электрической

энергии

Метрологи-

ческие характе-

ристики ИК

Основ- Погреш-

наяность в

погреш- рабочих

ность,усло-

% виях, %

100/√3

Кл.т. 0,2

А-Зав. №

7963

8105

СЭТ-

НАМИ-110

УХЛ1

√3

4ТМ.02М.02

Кл.т. 0,2S/0,5

Iном=5А;

Iмакс=10А;

В-Зав. №

Uном=3x57/100В

Зав. №

С-Зав. №

0822125966

8290

± 0,9± 2,9

± 2,3± 4,6

Лист № 4

Всего листов 7

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение: от 0,98

НОМ

до 1,02

НОМ

; ток: от 1,0

НОМ

до 1,2

НОМ

cos

= 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20

С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение: от 0,9

НОМ

до 1,1

НОМ

; ток: от 0,05

НОМ

до 1,2

НОМ

;

0,5 инд.

cos

j£

0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от

минус 55°С до плюс 45°С, для счетчиков СЭТ-4ТМ.02М.02 от минус 40 °С до плюс 60 С; для

сервера от плюс 10 °С до плюс 35 °С; для УСПД СИКОН С50 от минус 10 °С до плюс 50 °С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos

= 0,8 инд и температуры окру-

жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до 40 °С;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

(см. п. 4 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,

чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного

типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ППГХО» порядке. Акт хранится

совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измери-

тельные компоненты утвержденных типов.

Надежность применяемых в системе компонентов:

электросчётчики СЭТ-4ТМ.02М.02 (параметры надежности: среднее время нара-

ботки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности не

более 2 часов);

УСПД (параметры надежности: среднее время наработки на отказ не менее 70000

часов, среднее время восстановления работоспособности не более 2 часов); сервер (параметры

надежности: коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособ-

ности не более 30 минут);

УСВ-1-04 (в составе СОЕВ) (параметры надежности: среднее время наработки на

отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 2 ча-

сов).

Надежность системных решений:

резервирование питания УСПД, сервера баз данных с помощью источника бесперебойно-

го питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться

по каналам сотовой связи через GSM/GPRS-модем или посредством ручного сбора дан-

ных.

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;

журнал сервера:

Лист № 5

Всего листов 7

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и УСПД;

Мониторинг состояния АИИС КУЭ:

возможность съема информации со счетчика автономным и удаленным способами;

визуальный контроль информации на счетчике.

Организационные решения:

наличие эксплуатационной документации.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчика;

УСПД;

сервера;

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

установка пароля на счетчик;

установка пароля на УСПД;

установка пароля на сервер опроса и сервер БД, АРМы.

Возможность коррекции времени в:

ИИК - электросчетчиках (функция автоматизирована);

ИВКЭ - УСПД (функция автоматизирована);

ИВК – сервер, АРМ (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

состояний средств измерений (функция автоматизирована);

результатов измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений: 30-ти минутные приращения (функция автоматизирована);

сбора: 1 раз в 30 минут (функция автоматизирована);

Возможность предоставления информации результатов измерений:

в информационную автоматизированную систему управления коммерческим учетом ком-

мерческого оператора (функция автоматизирована);

в филиал ОАО «СО ЕЭС» Забайкальское РДУ (функция автоматизирована);

Защита программного обеспечения (ПО) «Пирамида 2000» обеспечивается примене-

нием электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключе-

вого носителя.

Глубина хранения информации:

ИИК – электросчетчики СЭТ-4ТМ.02М.02 имеет энергонезависимую память для

хранения значений активной и реактивной мощности с тридцатиминутном интервалом на глу-

бину не менее 113 суток, журналов событий, а также запрограммированных параметров. Хра-

нение собственных журналов событий счетчиков (функция автоматизирована);

ИВКЭ – УСПД - глубина хранения графиков средних мощностей в УСПД за интер-

валы 3 минуты – 2,5 часа, за интервалы 30 минут – 45 суток. Хранение журналов событий

счетчиков и собственного журнала событий УСПД (функция автоматизирована);

Лист № 6

Всего листов 7

ИВК – хранение массивов профилей активной и реактивной мощности с 3-х ми-

нутным интервалом усреднения по отдельным точкам измерения в сервере БД АИИС – 1 су-

тки, с 30-ти минутным интервалом усреднения - на глубину не менее 3,5 лет. Хранение жур-

налов событий счетчиков, а также хранение интегрального журнала событий на уровне ИВК

на глубину не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-

ции на система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ППГХО» с Изменением №1.

Комплектность средства измерений

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной ком-

мерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ППГХО» с Изменением №1 определя-

ется проектной документацией на систему и указана в таблице 3.

Таблица3–Комплектностьсистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ППГХО» с Измене-

нием №1

Наименование

Количество

Измерительный трансформатор тока типа ТОГФ-110

Измерительный трансформатор напряжения типа НАМИ-110 УХЛ1

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.02

Устройство сбора и передачи данных СИКОН С50

Устройство синхронизации времени УСВ-1

Информационно-вычислительный комплекс «Пирамида 2000»

Сервер опроса HP ProLiant DL120 G5

Сервер базы данных HP ProLiant DL370 G6

Автоматизированные рабочие места

Методика поверки ЭНСТ.01.102-1.МП

Паспорт-формуляр ЭНСТ.411711.102-1.ФО

3 шт.

1 шт.

11 шт.

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу ЭНСТ.01.102-1.МП «Система автоматизированная информаци-

онно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ППГХО» с

Изменением №1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденным ФГУП

«ВНИИМС» «10» ноября 2014 г.

Средства поверки измерительных компонентов:

трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;

трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011;

счетчики СЭТ-4ТМ.02М.02 – по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1;

УСПД СИКОН С50 – ВЛСТ 198.00.000 И1;

УСВ-1 – по методике поверки ВЛСТ 221.00.000МП.

Лист № 7

Всего листов 7

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в паспорте-формуляре ЭНСТ.411711.102-1.ФО.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе авто-

матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

(АИИС КУЭ) ОАО «ППГХО» с Изменением №1

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 22261-94

ГОСТ 34.601-90

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ Р 8.596-2002

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-

нические условия».

«Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-

рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-

печения единства измерений

при осуществлении торговли.

Изготовитель

ООО «ПНП Вектор-А»

Адрес: 664043, Иркутск, ул. Сергеева, д.3, помещения 18-24

Тел.: (3952) 56-36-06, 56-36-16

Факс: (3952) 56-36-26

Электронная почта:

inbox@pnp-vector.ru

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 метрологии

___________________ Ф.В. Булыгин

М.п.

«____»____________________2014 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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