Untitled document

Приложение к свидетельству № 46835

об утверждении типа средств измерений

лист № 1

всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Фортум» филиал Няганская ГРЭС

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Фортум» филиал Няганская ГРЭС (далее АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной (вырабо-

танной, переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими

объектами ОАО «Фортум» филиал Няганская ГРЭС; сбора, обработки, хранения и передачи

полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для ком-

мерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управ-

лением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к

единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с задан-

ной дискретностью учета (30 мин);

-хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требо-

ванию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от

несанкционированного доступа;

-передача в организации–участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

-предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о со-

стоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – участников оптово-

го рынка электроэнергии;

-обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциони-

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

-диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС

КУЭ;

-конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформа-

торы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики Альфа А1800 по ГОСТ Р 52323-2005 в

режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения ре-

активной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2.

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

каналообразующую аппаратуру, основной и резервный сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ,

автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформатора-

ми в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на

соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновен-

ные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значени-

ям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгно-

венные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с.

Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значени-

ям активной и полной мощности.

лист № 2

всего листов 7

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощно-

сти, 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 счетчиков поступает на верхний уровень системы, где

осуществляетсявычислениепотребленнойэлектроэнергииимощностисучетом

коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей

информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в

организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через

основной или резервные каналы связи.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в се-

бя встроенные часы счетчиков, сервера БД и сервер синхронизации времени ССВ-1Г, предна-

значенный для формирования сигналов точного времени, корректируемых по сигналам спут-

никовых радионавигационных систем ГЛОНАСС/GPS.

Время ИВК синхронизировано со временем ССВ-1Г, сличение ежесекундное, по-

грешность синхронизации не более 0,1 с. Сличение времени счетчиков со временем ИВК про-

изводится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени

осуществляется при расхождении с временем ИВК на ±3 с (один раз в сутки). Погрешность

системы обеспечения единого времени не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы,

минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректи-

руемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий коррек-

тировке.

6.5.78.1045

MD5

6.5.28.5727MD5

6.5.88.1493

MD5

6.5.91.2740MD5

6.5.53.2011MD5

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» в состав ко-

торого входит специализированное программное обеспечение (ПО). ПК «Энергосфера» обес-

печивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соот-

ветствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из ИИК в ИВК по ин-

терфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами

ПК «Энергосфера». Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответ-

ствует уровню «С» (по МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характери-

стики СИ – влияния нет.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)

Наимено- Идентификационное Номер версии Цифровой иденти- Алгоритм вы-

вание про- наименование про- (идентификаци- фикатор программ- числения циф-

граммного граммного обеспече- онный номер) ного обеспечения рового иденти-

обеспече- ния программного (контрольная сумма фикатора про-

нияобеспеченияисполняемого кода)граммного обес-

печения

Консоль администра-fd131f63dc060fff578

тора AdCenter.exe 5fc1453865dc1

Редактор расчетныхac48790f3cb2a2846e

схем AdmTool.exe 0da1e86147293e

ПКАРМ Энергосфера937b834c4d247eeb6d

«Энерго- ControlAge.exe 0bc3e89d87521f

сфера»

Центр экспор- 6618e8b1954de68dff

6.5

та/импорта expimp.exe 0e221150622b46

Сервер опросаd01e28ce363f0bd7d7

PSO.exe c6e4bcf2d097c8

Модуль ручного вводаe6c8d0c8289a2aefdcf

HandInput.exe bf072a146c829

6.5.18.325MD5

лист № 3

всего листов 7

OSKF 550

2000/1

Кл.т. 0,2S

ВЛ 500 кВ

Няганская

ГРЭС –

Ильково

Зав. №

А- 486915

В- 486913

С- 486914

Зав.№

01219804

OSKF 550

2000/1

Кл.т. 0,2S

ВЛ 500 кВ

Няганская

ГРЭС –

Луговая

Зав. №

А- 486916

В- 486917

С- 486918

Зав.№

01219803

AON-F 980

18000/1

Кл.т. 0,2S

1Г

Зав.№

01222413

1 HP DL380G7, Зав. № CZ2042GP20

2 HP DL380G7, Зав. № CZ2042GP3G

элек-

тро-

энер-

гии

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологиче-

ские характеристики

Метрологические

Состав измерительного каналахарактеристики

Наименование

Вид

ИК

объекта и номер

снов- По

реш-

точки измере-

ная

о-ность в

ТТ ТН Счетчик Сервер греш- рабочих

ность,условиях,

% %

5678

A1802RALX

Q-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

A1802RALX

Q-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

A1802RALX

Q-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. №

А-11/

459180201

В-11/

459180202

С-11/

459180203

OTCF 550

500000:√3/

100:√3

Кл.т. 0,2

Зав. №

А-711906503

В-711906502

С-711906501

Резерв

Зав. №

А-724427507

В-724427508

С-724427509

OTCF 550

500000:√3/

100:√3

Кл.т. 0,2

Зав. №

А-711906504

В-711906505

С-711906506

Резерв

Зав. №

А-724427504

В-724427505

С-724427506

UKM 24/3

20000:√3/

100:√3

Кл.т. 0,2

Зав. №

А-11/

458830101

В-11/

458830102

С-11/

458830103

Актив-

ная,± 0,5± 1,0

реактив-± 1,2± 1,9

ная

лист № 4

всего листов 7

ВЛ 220 кВ

Няганская

ГРЭС –

Вандмтор,

цепь 2

Зав.№

01219807

ВЛ 220 кВ

Няганская

ГРЭС –

Вандмтор,

цепь 1

Зав.№

01219812

ВЛ 220 кВ

Няганская

ГРЭС –

КГПЗ

Зав.№

01219811

ВЛ 220 кВ

Няганская

ГРЭС – Иль-

ково

Зав.№

01219809

Обходной

выключатель

220 кВ

OTCF 252

220000:√3/

100:√3

Кл.т. 0,2

Зав. №

А-711708201

В-711708204

С-711708207

OTCF 252

220000:√3/

100:√3

Кл.т. 0,2

Зав. №

А-711708202

В-711708206

С-711708203

Зав.№

01219810

1 HP DL380G7, Зав. № CZ2042GP20

2 HP DL380G7, Зав. № CZ2042GP3G

Окончание таблицы 2

5678

A1802RALX

Q-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

A1802RALX

Q-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

A1802RALX

Q-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

A1802RALX

Q-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

A1802RALX

Q-P4GB-

DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

ТВ-110-XIII-

У2

1000/1

Кл.т. 0,2S

Зав. №

А- 4264

В- 4269

С- 4271

ТВ-110-XIII-

У2

1000/1

Кл.т. 0,2S

Зав. №

А- 4259

В- 4283

С- 4282

ТВ-110-XIII-

У2

1000/1

Кл.т. 0,2S

Зав. №

А- 4279

В- 4272

С- 4261

ТВ-110-XIII-

У2

1000/1

Кл.т. 0,2S

Зав. №

А- 4256

В- 4258

С- 4257

ТВ-110-XIII-

У2

1500/1

Кл.т. 0,2S

Зав. №

А- 4285

В- 4286

С- 4287

Актив-

ная,± 0,5± 1,0

реак-± 1,2± 1,9

тивная

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 (0,95 – 1,05) Uном; ток (1 – 1,2) Iном, cos

= 0,9 инд.;

– температура окружающей среды (20

С.

4. Рабочие условия:

– параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1) Uном; ток (0,01 – 1,2) Iном; 0,5 инд.

cos

j £

0,8 емк;

лист № 5

всего листов 7

– допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от

минус 40 до + 70 °С, для счетчиков от минус 40 до + 65 °С, сервера от плюс 10 до + 35 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 Iном, cos

= 0,8 инд. и температуры

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до + 30

С.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-

2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ P 52323-2005 в режиме измерения активной

электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6

Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у пе-

речисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим

описанием типа как неотъемлемая часть.

8. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств изме-

рений.

Надежность применяемых в системе компонентов:

– электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч,

среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;

– ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ не менее 150000 ч;

– ИВК - коэффициент готовности – не менее 0,99; среднее время восстановления работоспо-

собности 6 ч.

Надежность системных решений:

– защита от кратковременных сбоев питания с помощью источника бесперебойного пи-

тания;

– резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может переда-

ваться 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 ИВК:

– параметрирования;

– пропадания напряжения;

– коррекции времени в счетчике и ИВК;

– пропадание и восстановление связи со счетчиком;

– выключение и включение ИВК;

Защищённость применяемых компонентов:

– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

– электросчётчика;

– промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

– испытательной коробки;

– сервера;

– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

– электросчетчика,

– сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

– о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

– о результатах измерений (функция автоматизирована).

лист № 6

всего листов 7

Цикличность:

– измерений - 30 мин (функция автоматизирована);

– сбора - 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

– электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее

35 суток;

– сервер БД - хранение информации не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-

ции на АИИС КУЭ.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ соответствует паспорт-формуляру, в котором приведен

полный перечень измерительных, связующих и вычислительных компонентов, образующих

каждый измерительный канал.

В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация на сис-

тему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.

Поверка

осуществляется по документу МП 50146-12 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Фортум» филиал

Няганская ГРЭС. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденной ФГУП

«ВНИИМС» в 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

ТТ – по ГОСТ 8.217-2003;

ТН – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

счетчики Альфа – по методике поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электриче-

ской энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;

ССВ-1Г – в соответствии с «Эталонные источники частоты и времени. Первичные

эталонные источники/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки»,

ЛЖАР.468150.003-08 МП.

Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения

напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком – по методике поверки

на АИИС КУЭ.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационно-

измерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Фортум»

филиал Няганская ГРЭС. Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии

классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энер-

гии».

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

нические условия.

лист № 7

всего листов 7

ГОСТ 8.129-99.

ГОСТ Р 8.596-2002

ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений вре-

мени и частоты.

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-

печения единства измерений

- осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ООО «Прософт-Системы»

Юридический адрес: 620062, г.Екатеринбург, пр. Ленина, д.95, кв.16

Почтовый адрес: 620102, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, 194а

Тел.: (343) 376-28-20

Факс (343) 376-28-30

Электронная почта:

info@prosoftsystems.ru

Испытательный центр

ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»

Адрес: 119361, Москва, ул. Озерная, 46

Тел.: 8 (495) 437 55 77

Факс: 8 (495) 437 56 66

Электронная почта:

office@vniims.ru

Аттестат аккредитации № 30004-08 от 27.06.2008 года

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии

______________

Е.Р. Петросян

М.п.

«___»___________2012 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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