Приложение к свидетельству № 49734
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 7
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого
учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Фортум" филиал Няганская ГРЭС с
Изменением № 1
Назначение средства измерений
Настоящееописаниетипасистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО "Фортум" филиал Няганская
ГРЭС с Изменением № 1 (далее – АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энер-
гии ОАО "Фортум" филиал Няганская ГРЭС, свидетельство об утверждении типа
RU.Е.34.004.А № 46835 регистрационный № 50146-12,
и включает в себя описание дополни-
тельного измерительного канала, соответствующий точке измерений, приведенной в таблице 2.
АИИС КУЭ предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, по-
требленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи по-
лученной информации.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень – трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформато-
ры напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электро-
энергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ
52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и
технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристи-
ки измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
каналообразующую аппаратуру, основной и резервный сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, ав-
томатизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами
в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на со-
ответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные
значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям си-
лы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные
значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за пе-
риод 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 счетчиков поступает на верхний уровень системы, где
осуществляется вычисление потребленной электроэнергии и мощности с учетом коэффициен-
тов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформле-
ние справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–участники опто-
вого рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через основной или резервные кана-лы
связи.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя
встроенные часы счетчиков, сервера БД и сервер синхронизации времени ССВ-1Г, предназна-
Лист № 2
Всего листов 7
ченный для формирования сигналов точного времени, корректируемых по сигналам спутнико-
вых радионавигационных систем ГЛОНАСС/GPS.
Часы ИВК
синхронизировано со временем ССВ-1Г, сличение
ежесекундное, погреш-
ность синхронизации не более 0,1 с. Сличение часов счетчиков с часами ИВК производится во
время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка часов осуществляется при
расхождении с часами ИВК на ±1 с (один раз в сутки). Погрешность часов компонентов АИИС
КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера БД отражают: время (дата, часы,
минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректи-
руемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректи-
ровке.
6.5.78.1045
fd131f63dc060fff5785fc
1453865dc1
MD5
6.5.28.5727
ac48790f3cb2a2846e0da
1e86147293e
MD5
6.5.88.1493
937b834c4d247eeb6d0bc
3e89d87521f
MD5
6.5.91.2740
6618e8b1954de68dff0e2
21150622b46
MD5
6.5.53.2011
MD5
ПК
«Энерго-
сфера»
6.5
6.5.18.325
e6c8d0c8289a2aefdcfbf0
72a146c829
MD5
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО "Фортум" филиал Няганская ГРЭС с Изменением № 1 используется
ПО «Энергосфера» версии 6.5, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО
«Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации
паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является
кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Энергосфера».
Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Наименова-
ние про-
граммного
обеспечения
Идентификацион-
ное наименование
программного
обеспечения
Номер версии
(идентифика-
ционный но-
мер) про-
граммного
обеспечения
Цифровой идентифика-
тор программного обес-
печения (контрольная
сумма исполняемого
кода)
Алгоритм вы-
числения циф-
рового иденти-
фикатора про-
граммного обес-
печения
d01e28ce363f0bd7d7c6e
4bcf2d097c8
Консоль
администратора
AdCenter.exe
Редактор
расчетных схем
AdmTool.exe
АРМ
Энергосфера
ControlAge.exe
Центр
экспорта/импорта
expimp.exe
Сервер опроса
PSO.exe
Модуль
ручного ввода
HandInput.exe
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – метрологические харак-
теристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню
«С» по МИ 3286-2010.
Лист № 3
Всего листов 7
Метрологические и технические характеристики
Состав измерительного канала
№ п/п
1
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Наименова-Вид элек-
ние объекта
ТТ ТН Счётчик Сервер
троэнергии
Метрологические
характеристики ИК
Погреш-
Основ-ность в
ная по- рабочих
греш-услови-
ность, % ях, %
123456789
AON-F 980
Кл. т. 0,2S
Г-2trial/1
ИК №9 Зав. № 11/461520101;
Зав. № 11/461520102;
Зав. № 11/461520103
Няганская ГРЭС
UKM 24/3
Кл. т. 0,2А1802RALXQ-
20000:√3/100:√3 P4GB-DW-4
Зав. № 11/461370101;Кл. т. 0,2S/0,5
Зав. № 11/461370102; Зав. № 01251272
Зав. № 11/461370103
1 HP DL380G7,
Зав. №
CZ2042GP20
2 HP DL380G7,
Зав. №
CZ2042GP3G
активная±0,6±1,5
реактивная±1,3±2,5
Лист № 4
Всего листов 7
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней
мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,
соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98
¸
1,02) Uном; ток (1
¸
1,2) Iном, частота - (50
±
0,15) Гц; cos
j
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до + 50 ˚С; счетчиков - от
+ 18 ˚С до + 25 ˚С; ИВК - от + 10 ˚С до + 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
1
; диапазон
силы первичного тока - (0,02 ÷ 1,2) Iн
1
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) 0,5 ÷
1,0 (0,87 ÷ 0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
– температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
– параметры сети:
диапазон вторичного напряжения -
(0,9 ÷ 1,1) Uн
2
; диапазон
силы вторичного тока - (0,02 ÷ 1,2) Iн
2
; коэффициент мощности cos
j
(sin
j
) - 0,5 ÷
1,0 (0,87 ÷ 0,5); частота - (50
±
0,4) Гц;
– температура окружающего воздуха:
– для счётчиков электроэнергии Альфа А1800 от минус 40 °C до плюс 65 °C;
– магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos
j
= 0,8
инд и температуры окру-
жающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 ˚С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения
по ГОСТ
1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р
52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 52425-2005;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
(см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже,
чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО "Фор-
тум" филиал Няганская ГРЭС с Изменением № 1 порядке. Акт хранится совместно с настоящим
описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
–электросчётчик Альфа А1800 –
среднее
время наработки на отказ не менее Т =
120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
–ССВ-1Г - среднее время наработки на отказ не менее 150000 ч;
–сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе-
ребойного 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;
Лист № 5
Всего листов 7
– коррекции времени в счетчике;
– журнал сервера БД:
– параметрирования;
– пропадания напряжения;
– коррекции времени в счетчике и сервере БД;
– пропадание и восстановление связи со счетчиком;
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 результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
– электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее
35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
– Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не ме-
нее 3,5 лет (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) ОАО "Фортум" филиал Няганская ГРЭС с Изменением № 1 типо-
графским способом.
Счётчик электрической энергии
Комплектность средства измерений
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип№ ГосреестраКоличество, шт.
Трансформатор тока
Трансформатор напряжения
52018-12 3
43945-10 3
31857-111
Программное обеспечение
Методика поверки
Формуляр
Руководство по эксплуатации
AON-F 980
UKM 24/3
A1802RALXQ-
P4GB-DW-4
«Энергосфера»
–
–
–
–1
–1
–1
–1
Лист № 6
Всего листов 7
Поверка
осуществляется по документу МП 50146-13 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Фортум" филиал Ня-
ганская ГРЭС с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному
ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в январе 2013 г.
Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:
·
Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформа-
торы тока. Методика поверки»;
·
Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Транс-
форматоры напряжения. Методика поверки»;
·
Альфа А1800 – по документу МП 2203-0042-2006 "Счётчики электрической
энергии трёхфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки";
·
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре
средств измерений № 27008-04;
·
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счет-
чиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы авто-
матизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО
"Фортум" филиал Няганская ГРЭС с Изменением № 1.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-
тизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
(АИИС КУЭ)
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.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной
энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ Р trial-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической
энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной
энергии.
ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-
измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Руководствопоэксплуатациисистемыавтоматизированнойинформационно-
измерительной коммерческого учета ОАО "Фортум" филиал Няганская ГРЭС с Изменением № 1.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-
чения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Лист № 7
Всего листов 7
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Прософт-Системы»
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) 376-28-20
E-mail:
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Тест-Энерго»
ООО «Тест-Энерго»
Юридический адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 1-2-3
Почтовый адрес: 119119, г. Москва, Ленинский пр-т, 42, 25-35
Тел.: (499) 755-63-32, Факс: (499) 755-63-32
E-mail:
Испытательный центр
Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС»
(ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»)
Юридический адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
тел./факс: 8 (495) 437-55-77
Аттестат аккредитации государственного центра испытаний № 30004-08 от 27.06.2008 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииФ.В. Булыгин
м.п.«____»_____________2013 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.