Untitled document

Приложение к свидетельству № 45954

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электрической энергии ПС 500 кВ Вологодская

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии ПС 500 кВ Вологодская (далее – АИИС КУЭ ПС 500 кВ Вологодская)

предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, времени и интер-

валов времени.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ ПС 500 кВ Вологодская является двухуровневой системой с иерархической

распределенной обработкой информации:

– первый – уровень измерительных каналов (далее – ИК);

– второй – уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (да-

лее – ИВКЭ);

В состав АИИС КУЭ ПС 500 кВ Вологодская входит система обеспечения единого

времени (далее – СОЕВ), формируемая на всех уровнях иерархии.

АИИС КУЭ ПС 500 кВ Вологодская решает следующие задачи:

– измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и

автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений

приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

– формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов

измерений, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в элек-

тронный архив, формирование архива технической и служебной информации;

– передача в организации – участники ОРЭ результатов измерений (1 раз в сутки);

– синхронизация времени в автоматическом режиме всех элементов ИК и с помощью

СОЕВ, соподчиненной национальной шкале времени безотносительно к интервалу времени

с пределами погрешности ± 5 с;

– автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программно-

технических средств ИК и ИВКЭ;

– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-

ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).

АИИС КУЭ ПС 500 кВ Вологодская включает следующие уровни:

1-й уровень ИК состоит из 7 измерительных каналов и включает в себя:

– измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,5; 0,5S;

– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5;

– счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 и

ЕвроАльфа класса точности 0,2S/0,5; 0,5S/1;

– вторичные измерительные цепи.

2-й уровень ИВКЭ включает в себя:

– технические средства приемо-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

– устройство сбора и передачи данных (УСПД).

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансфор-

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

пают на соответствующие входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигна-

лов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и

Лист № 2

Всего листов 9

напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и пол-

ной 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 вычисляется для интервалов времени 30 мин суммированием

результатов измерений средней мощности, полученной путём интегрирования за интервал вре-

мени 0,02 с.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность на интервале времени усред-

нения 30 мин вычисляется по 30-ти минутным приращениям электрической энергии.

АИИС КУЭ ПС 500 кВ Вологодская оснащена СОЕВ. Синхронизация времени произ-

водится с помощью устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS при-

емника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования (GPS). От УССВ син-

хронизируются внутренние часы УСПД, а от них – внутренние часы счетчиков, подключенных

к УСПД.

Регламентированный доступ к информации серверов данных АИИС КУЭ ПС 500 кВ

Вологодская с автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов осуществляется через сег-

мент локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия по интерфейсу Ethernet.

Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбирова-

нием:

– испытательной коробки (специализированного клеммника);

– крышки клеммных отсеков счетчиков.

Программное обеспечение

Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):

– периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов

измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);

– автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;

– хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в

специализированной базе данных;

– автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям по-

лучателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, гра-

фиков с возможностью получения печатной копии;

– использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов из-

мерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом

(ИАСУ КУ (КО));

– конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспе-

чения;

– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного

доступа к данным;

– сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановле-

ния питания;

– передача данных по присоединениям в сервера ЦСОД МЭС Центра, ОАО «АТС» и

другим заинтересованным субъектам ОРЭ результатов измерений;

– автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;

– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-

ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ ПС 500 кВ Вологодская, событий в АИИС КУЭ ПС 500 кВ Вологодская.

Лист № 3

Всего листов 9

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ПС 500 кВ Вологодская;

– обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;

– автоматическая синхронизация времени (внутренних часов).

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование

программного

обеспечения

Идентификационное наимено-

вание программного обеспече-

ния

(наименование програмного

модуля , наименование файла)

Номер

версии

(иденти-

фика-

ционный

номер)

программ-

ного обес-

печения

Цифровой иден-

тификатор про-

граммного обес-

печения (кон-

трольная сумма

исполняемого ко-

да)

e357189aea0466e9

8b0221dee68d1e12

745dc940a67cfeb3

a1b6f5e4b17ab436

ed44f810b77a6782

abdaa6789b8c90b9

0939ce05295fbcbb

ba400eeae8d0572c

Комплексы из-

мерительно-

вычислительные

для учета элек-

трической энер-

гии «Альфа-

ЦЕНТР»

11.07.01.01

b8c331abb5e34444

170eee9317d635cd

MD5

Алгоритм

вычисле-

ния циф-

рового

иденти-

фикатора

про-

граммно-

го обес-

печения

0ad7e99fa26724e6

5102e215750c655a

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Про-

грамма планировщик опроса и

передачи данных (стандартный

каталог для всех модулей, Am-

rserver.exe)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер

ручного опроса счетчиков,

Amrc.exe)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер

автоматического опроса счет-

чиков, Amra.exe)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драйвер

работы с БД, Cdbora2.dll)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Библио-

тека шифрования пароля счет-

чиков, Encryptdll.dll)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Библио-

тека сообщений планировщика

опросов, Alphamess.dll)

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных измене-

ний соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:

– установкой пароля на счетчик;

– установкой пароля на сервер;

– защитой результатов измерений при передаче информации (использованием элек-

тронной цифровой подписи).

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния нет.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Канал

измерений

Погрешность

ИК в рабочих

условиях

эксплуатации,

Номер ИК

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент транс-

формации,

№ в Госреестре СИ

cos φ = 0,87

sin φ = 0,5

cos φ = 0,5

sin φ = 0,87

2200000

16666-97

EA02RAL-P4B-4

Активная

Реактивная

± 1,1

± 2,2

± 5,0

± 2,3

Метрологические характери-

стики

Доверительные границы отно-

сительной погрешности ре-

Состав измерительного каналазультата измерений количества

активной и реактивной элек-

трической энергии и мощности

при доверительной вероятно-

сти Р=0,95:

Наименование объекта

учета, диспетчерское

наименование

присоединения

Основная

погрешность

ИК,

Обозначение, тип%

Ктт ·Ктн ·Ксч

Вид электрической энергии

ТТ

ТН

АТФЗМ - 220 Б - IV

ВТФЗМ - 220 Б - IV

СТФЗМ - 220 Б - IV

АНКФ-220-58

В НКФ-220-58

С НКФ-220-58

12 3

КТ=0,5

Ктт=1000/1

6540 - 78

КТ=0,5

Ктн=220000:√3/100:√3

14626 - 00

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

ВЛ - 220 кВ

" ГПЗ - 1 "

Счетчик

Лист № 4

Всего листов 9

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

2200000

ВЛ - 220 кВ

" ГПЗ - 2 "

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

2200000

ВЛ - 220 кВ

" Харовск "

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

ТТ

ТН

2200000

ОВВ - 220 кВ

Счетчик

16666-97

EA02RAL-P4B-4

1 2 3 4 5 6

7 8

АТФЗМ - 220 Б - IV

ВТФЗМ - 220 Б - IV

СТФЗМ - 220 Б - IV

АНКФ-220-58

В НКФ-220-58

С НКФ-220-58

КТ=0,5

Ктт=1000/1

6540 - 78

КТ=0,5

Ктн=220000:√3/100:√3

14626-00

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1 ± 5,0

Реактивная ± 2,2 ± 2,3

АТФЗМ - 220 Б - IV

ВТФЗМ - 220 Б - IV

СТФЗМ - 220 Б - IV

АНКФ-220-58

В НКФ-220-58

С НКФ-220-58

КТ=0,5

Ктт=1000/1

6540 - 78

КТ=0,5

Ктн=220000:√3/100:√3

14626 - 00

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1 ± 5,0

Реактивная ± 2,2 ± 2,3

АТФЗМ - 220 Б - IV

ВТФЗМ - 220 Б - IV

СТФЗМ - 220 Б - IV

АНКФ-220-58

В НКФ-220-58

С НКФ-220-58

КТ=0,5

Ктт=1000/1

6540 - 78

КТ=0,5

Ктн=220000:√3/100:√3

14626 - 00

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

Активная ± 1,1

± 5,0

Реактивная ± 2,2

± 2,3

Лист № 5

Всего листов 9

Продолжение таблицы 2

ТТ

ТН

1000

ТСН - 3

10 кВ

Счетчик

31857-06

A1805RAL-P4GB-DW-4

ТТ

ТН

нет ТН

200

КТПП 0,4 кВ

EA05RL-P2В-4

ТТ

ТН

нет ТН

400

ТСН - 3

0,4 кВ

Счетчик

1 2 3 4 5 6

7 8

АТЛО - 10

ВТЛО - 10

СТЛО - 10

ВНАМИТ - 10 - 2

КТ=0,5S

Ктт=50/5

25433 - 08

КТ=0,5

Ктн=10000/100

16687-07

КТ=0,5S/1

Ксч=1

Активная ± 1,2 ± 3,0

Реактивная ± 2,4 ± 4,0

КТ=0,5

Ктт=1000/5

1407 - 60

АТК - 20

ВТК - 20

СТК - 20

Счетчик

КТ=0,5S/1

Ксч=1

16666-97

Активная ± 1,0 ± 5,0

Реактивная ± 2,1 ± 3,0

КТ=0,5

Ктт=2000/5

26070 - 06

АCT8 - V / 2000

ВCT8 - V / 2000

СCT8 - V / 2000

КТ=0,2S/0,5

Ксч=1

EA02RAL-P4B-4

16666-97

Активная ± 0,8

± 4,0

Реактивная ± 1,8

± 2,3

Лист № 6

Всего листов 9

Лист № 7

Всего листов 9

Примечания:

1. В графе 7 таблицы 2 «Основная погрешность ИК, %» приведены границы погрешно-

сти измерений электрической энергии и мощности при доверительной вероятности Р=0,95;

cosφ=0,87 (sinφ=0,5) и токе ТТ, равном I

ном

2. В графе 8 таблицы 2 «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, %» приве-

дены границы погрешности измерений электрической энергии и мощности посредством ИК

при доверительной вероятности Р=0,95; cosφ=0,5 (sinφ=0,87) и токе ТТ, равном 10 % от I

ном

3. Нормальные условия эксплуатации:

– параметры сети: диапазон напряжения (0,98 ÷ 1,02)U

ном

; диапазон силы тока

(1,0 ÷ 1,2)I

ном

; коэффициент мощности cos

=0,9 инд.

– температура окружающего воздуха для счетчиков электрической энергии: от минус

40˚С до 25˚С; УСПД – от минус 40˚С до 60˚С;

– магнитная индукция внешнего происхождения – 0 мТл;

– относительная влажность воздуха (70±5) %;

– атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.

4. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

– параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)U

ном1

; диапазон силы

первичного тока (0,01 ÷ 1,2)I

ном1

; коэффициент мощности cos

(sin

) 0,5 ÷ 1,0 (0,6 ÷ 0,87); час-

тота (50

0,5) Гц;

– температура окружающего воздуха от

30˚С до 35˚С;

– относительная влажность воздуха (70±5) %;

– атмосферное давление (750±30) мм рт.ст.

Для счетчиков электрической энергии:

– параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 ÷ 1,1)U

ном2

; диапазон силы

вторичного тока (0,01 ÷ 1,2)I

ном2

; диапазон коэффициента мощности cos

(sin

) 0,5 ÷ 1,0

(0,6 ÷ 0,87); частота (50

0,5) Гц;

– магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

– температура окружающего воздуха от 15˚С до 30˚С;

– относительная влажность воздуха (40 ÷ 60) %;

– атмосферное давление (750±30) мм рт. ст.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

– параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В, частота (50 ± 1) Гц;

– температура окружающего воздуха от 15 ˚С до 30 ˚С;

– относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

– атмосферное давление (750 ± 30) мм рт.ст.

5. Надежность применяемых в системе компонентов:

– счётчик электрической энергии – среднее время наработки на отказ не менее

Т = 80 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 48 ч;

– УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время вос-

становления работоспособности tв = 1 ч;

6. Глубина хранения информации:

– счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на-

правлениях, не менее 70 суток; при отключении питания – не менее 30 лет.

– УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии

по каждому ИК – не менее 45 суток (функция автоматическая); при отключении питания – не

менее 3 лет.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на однотипные

с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена

Лист № 8

Всего листов 9

оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ

ПС 500 кВ Вологодская как его неотъемлемая часть.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений интервалов времени

± 5 с/сут.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится в левой верхней части титульных листов эксплуата-

ционной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную ком-

мерческого учета электрической энергии ПС 500 кВ Вологодская.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ ПС 500 кВ Вологодская приведена в таблице 3.

Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ ПС 500 кВ Вологодская

Тип

CT8 - V / 2000

ТК - 20

ТЛО - 10

ТФЗМ - 220 Б - IV

НАМИТ - 10 - 2

НКФ-220-58

Альфа А1800

ЕвроАльфа

Количество

3 шт.

12 шт.

1 шт.

6 шт.

1 шт.

6 шт.

RTU-325

1 шт.

Наименование

Измерительный трансформатор тока

Измерительный трансформатор напряжения

Счетчик электроэнергии многофункциональный

Устройство сбора и передачи данных для автомати-

зации измерений и учета энергоресурсов

Руководство по эксплуатации

Методика поверки

1 шт.

Поверка

осуществляетсяподокументу«Системаавтоматизированнаяинформационно-

измерительная коммерческого учёта электрической энергии ПС 500 кВ Вологодская – АИИС

КУЭ ПС 500 кВ Вологодская. Методика поверки. 03123-59073365-05.МП».

Рекомендуемые средства поверки:

– переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь

для работы со счетчиками электрической энергии и с программным обеспечением для работы с

радиочасами РЧ-011;

– мультиметры Ресурс-ПЭ – 2 шт.;

– радиочасы РЧ-011/2.

Сведенияометодиках (методах) измерений

Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика изме-

рений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 500 кВ Вологодская.

Свидетельство об аттестации № 01.00230/41-2011 от 29.12.2011 г.

Лист № 9

Всего листов 9

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизи-

рованной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии

ПС 500 кВ Вологодская

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

технические условия.

2. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Ос-

новные положения.

Рекомендации по областям применения в сферах государственного регулирования

обеспечения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ООО «Энсис Технологии»

105066, г. Москва, ул. Новорязанская, д. 31/7, корп. 2.

Телефон: (495) 514-02-00; Факс (495) 514-02-00; Сайт:

www.ensyst.ru

Заявитель

ЗАО «Метростандарт»

117997, г. Москва, ул. Профсоюзная, д.65, стр. 1.

Телефон: (495) 745-21-70; Факс (495) 705-97-50; Сайт:

www.metrostandart.ru

Испытательный центр

ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр

стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»)

Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20;

www.penzacsm.ru

Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail:

pcsm@sura.ru

Аттестат аккредитации: ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» зарегистрирован в Государ-

ственном реестре средств измерений под № 30033-10.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииЕ. Р. Петросян

М.п.«___» _____________ 2012 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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