Untitled document

Приложение к свидетельству № 46819

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-

та электрической энергии Филиала ОАО «Квадра» – «Орловская региональная ге-

нерация» Ливенская ТЭЦ (ГТУ-30 МВт).

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии Филиала ОАО «Квадра» – «Орловская региональная генерация» Ливен-

ская ТЭЦ (ГТУ-30 МВт) (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактив-

ной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени, и времени.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

– автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной элек-

трической энергии, средней интервальной мощности;

– периодический (1 раз в полчаса, час, trial) и/или по запросу автоматический сбор

сведений о состоянии средств измерений и результатов измерений приращений электрической

энергии с заданной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале координированного

времени;

– автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе дан-

ных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервиро-

вание баз данных) и от несанкционированного доступа; предоставление по запросу контрольно-

го доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серве-

ра организаций – участников оптового рынка электрической энергии;

– передача результатов измерений в ПАК ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» Кур-

ское РДУ, ОАО «Орелэнергосбыт» в рамках согласованного регламента;

– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся

в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне

(установка пломб, паролей и т.п.);

– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ представляет собой трехуровневую систему с централизованным управле-

нием и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК) включают в себя из-

мерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, трансформаторы напряже-

ния (ТН) класса точности 0,2 и счётчики активной и реактивной электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М классов точности 0,2S для активной электрической энергии и 0,5 для реактивной

электрической энергии;

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

включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70, технические средства

приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия

между уровнями системы;

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

с функциями АРМ (автоматизированное рабочее место), устройство синхронизации системного

времени (УССВ) УСВ-1, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных

средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Лист № 2

Всего листов 8

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами

в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают

на измерительные входы счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии

мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным

значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической

энергии вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной

мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по

времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерений и 30-минутные данные ком-

мерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений переда-

ются в целых числах.

УСПД, с периодичностью от 1 до 3 минут, по проводным линиям связи считывает зна-

чения мощности и текущие показания счетчиков электрической энергии. Также в нём осущест-

вляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформа-

ции ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1, так как это позво-

ляет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфи-

гурирования) и хранение измерительной информации.

Сервер, с периодичностью один раз в 30 минут, по сети Ethernet опрашивает УСПД и

считывает с них показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий. Счи-

танные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).

Сервер, в автоматическом или ручном режиме 1 раз в сутки считывает из базы данных

получасовые значения электрической энергии, формирует и отправляет по выделенному каналу

связи сети Internet отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.

АРМ, считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet. АИИС КУЭ

оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ).

Измерение времени происходит автоматически на всех уровнях АИИС КУЭ внутрен-

ними таймерами устройств, входящих в АИИС КУЭ. Коррекция отклонений встроенных часов

осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддер-

живаемым УСВ-1. Коррекция времени в УСВ-1 происходит от GPS-приемника.

Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-1. Сличение

времени сервера с временем УСВ-1 происходит периодически (1 раз в час). Корректировка

осуществляется при обнаружении расхождения больше ± 2 с.

Сличение времени УСПД со временем сервера – при каждом сеансе связи, но

не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется независимо от расхождения времени

УСПД с временем сервера.

Сличение времени счетчиков со временем УСПД – при каждом обращении к счетчику

электрической энергии, но не реже одного раза в 30 минут. В случае обнаружения отклонения

внутреннего времени в счетчике электрической энергии от времени в УСПД, производится кор-

рекция времени счетчика электрической энергии.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электри-

ческой энергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства систем баз данных (СБД) АИИС

КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы об-

работки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами дан-

ных (СУБД), ПО СОЕВ.

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в табли-

це 1.

Лист № 3

Всего листов 8

Таблица 1 – Идентификационные данные программного обеспечения

Наименова-

ние про-

граммного

обеспечения

Пирамида

2000.

Сервер 300

Наименование про- Наименование Номер вер- Цифровой идентифи-Алго-

граммного модуляфайласии про-катор программного ритм

(идентификацион- граммного обеспечения (кон-

ное наименованиеобеспечения трольная сумма ис-

программного обес- полняемого кода)

печения)

23456

Библиотека коллек- BLD.dll 1.3.27 E66E240BFF0068360

ции драйверов ниж-63BDAED1EE11F21MD5

него уровня пакетов

Драйвер опросаA1800.dll1.0.0.557562В6А334ЕА008С

счетчика А1800 68 F100CD65075FD

Драйвер поросаSet4TM02.dll1.0.0.6DC776CEC9D41AC7

счетчика CAE5277357558D788

СЭТ4ТМ.02

Драйверы кэширо- cacheSl.dll1.0.0.0ABBF0939225FD276

вания и опроса дан- AFF9DE53B6EEF80B

ных контроллеровcacheS10.dll1.0.0.05DFE78C7411F22C89

71 9F8364F6C07EE

siconl.dll1.0.0.0CC6A2477D10067EF3

C25216682079DEB

siconl02.dll1.0.0.020437В865651227Е1С

8024672АЕ55705

siconS10.dll1.0.0.013DAB938339A6E14

F976DF51C10DA89C

siconS50.dll1.0.0.017204F0424CDFD3D7

9C3DAFFB2B92C48

siconS60.dll1.0.0.57ED3A52F1CAD5BE

8F1F76CD42E5DB6E

siconTC65.dll 1.0.0.0F889C13EDD822FFA

05B93BC0F2FCE809

Драйвер работы сDBD.dll1.0.1.238E256A1907943DA82

БД 54C7200D7D19B99

Библиотеки доступа FilesDLL.dll1.0.0.0DAB908DE533C5E3C

к серверу событий 1E888543A7DD2DEB

Библиотека провер- PLogin.dll1.0.7.8C6EFA6721A8CB532

ки прав пользовате- 9596785352870593

ля при входе

Формирование от-PAutoGenerati 1.0.0.065525B285E478606D

четов инструмента on.dllE87ED2501622CF3

SQLReports

Драйвер расчета по- PClients.dll1.0.0.727B98B0BCB81FA5E

требителей 3E753392D10D86AC

Шаблон драйвераPCurrentValue 1.0.0.0B9E42C4B3BCBCE6

универсального вы- s.dll E55283A4086FA2F79

числителя

Драйвер заполнения PFillProfile.dll 1.0.0.1EA5590908470FCDD

отсутствующегоC8F4E062F7ABF6B6

профиля

Лист № 4

Всего листов 8

Наименова-

ние про-

граммного

обеспечения

Наименование про- Наименование Номер вер- Цифровой идентифи-Алго-

граммного модуляфайласии про-катор программного ритм

(идентификацион- граммного обеспечения (кон-

ное наименованиеобеспечения трольная сумма ис-

программного обес- полняемого кода)

печения)

23456

Драйвер фиксации PFixData.dll 1.0.0.0 523E018796C4ABC7

данных A8813500EAE89E34

Драйвер расчета за- PFixed.dll 1.1.0.0 39C493B4AE0BDAC4

фиксированных по- F3199C896375925F

казаний из профиля

Драйвер расчетаPIntegraI.dll1.2.1.09B274C57AED658A6

интегрального ка- 9D38E423D210BF86

нала

Драйвер расчета не- PLeakage.dll1.0.0.209AB365A61936FD9F

балансов 4AA41C6954DE3AA

Драйвер контроляPLimits.dll2.0.1.0DDE92DF5C013F211

превышения лими- 18F2B861E9506FA7

тов мощности

Драйвер расчета по- PLosses.dll1.1.0.01E1C3993BEC529554

терь 26A09BBEE105199

Драйвер расчетаPProcess.dll2.0.2.04E44C21E0E25FE712

энергопараметров A4 22EA574E7FFAD

Драйвер замещения PReplace.dll1.0.0.03C0EE8119A6922EC9

данных C181FC514E4E937

Расчёт целочислен- PRoundValues. 1.0.0.013AEDC83818AEE66

ного профиляdll 87D6D5C1C9BACE36

PRunExe.dll1.0.0.1

Драйвер запуска

приложения

Расчёт данных се-

зонного перевода

Статистика

PSeasonDecod 1.0.0.1

e.dll

PStatistics.dll1.0.0.1

PTarifZones.dll 1.0.0.0

8FA43961CF679835D

388341BE9AD80BE

A3B0F5F43495FAE56

540705C318EE641

4F1C175BD177B54EF

46624CDE55DB48E

C9FF61DB0CBB6A0

D99F19335995E1883

Драйвер расчета

энергопараметров

по тарифным зонам

Драйвер расчета

профиля/энергии из

зафиксированных

показаний

PValuesFromFi 1.0.0.0

xed.dll

8FC000F6C6A1970C7

20870ABF73C9CA6

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений

соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

ПО не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики при-

ведены в таблице 2.

Лист № 5

Всего листов 8

Номинальная функция преобразования при измерении:

– электрической энергии

(

)

ТН

ТТ

– электрической мощности

(

)

ТН

ТТ

где: N – число импульсов в регистре профиля мощности счетчика электрической энер-

гии, имп;

А – постоянная счетчика электрической энергии, имп/кВт∙ч (квар∙ч);

тн

– коэффициент трансформации измерительного трансформатора напряжения (ТН);

тт

– коэффициент трансформации измерительного трансформатора тока (ТТ);

– время интегрирования, мин.

Вид

№ГосреестраСИ

Фаза

Обозначение

Вид электри-

ческой энер-

Погреш-

Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характе-

ристики

Канал измеренийСредство измерений

Классточности,

Номер Наименование

Коэффициент

ность,

ИК присоединения

трансформации,

гии

22440-07

CТВГ-110

AНАМИ-110

КТ=0,2

24218-08

НАМИ-110

отпайкой на

чик36697-08

– активная

обратная;

прямая;

обратная

δ= ± 1,1;

δ= ± 1,0;

1.а

2.а

δ= ± 0,9;

12345678

КТ=0,2S

AТВГ-110

– активная

1.а.о

= ±

0,8;

КВЛ 110 кВ Ли-

ТТ

Ктт=600/1

BТВГ-110

прямая;

2.а.о

= ± 0,7;

венская ТЭЦ -

1.р.о

Ливны I цепь с

ТН

Ктн=110000/100

B НАМИ-110

– реактивная

2.р.о

= ± 1,0;

ПС Пластмасс

Счет- КТ=0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03М

– реактивная

2.р.р

= ± 1,8;

δ= ± 1,8.

ТН

чик36697-08

обратная

2.а

КТ=0,2S

AТВГ-110

– активная

1.а.о

= ±

0,8;

КВЛ 110 кВ Ли-

ТТ

Ктт=600/1

BТВГ-110

прямая;

δ= ± 0,7;

венская ТЭЦ -

22440-07

CТВГ-110– активная

1.р

= ±

1,1;

Ливны II цепь сКТ=0,2AНАМИ-110 обратная;

2.р

= ±

1,0;

54отпайкойКтн=110000/100

BНАМИ-110

– реактивная

.а.р

= ±

1,0;

на

24218-08

CНАМИ-110

прямая;

2.а.р

= ± 0,9;

ПС Пластмасс

чет- КТ=0,2S/0,5

СЭТ-4ТМ.03М

– реактивная

.р

= ±

1,8;

.р

δ= ± 1,8.

25433-08

ТЛО-10

AЗНОЛП

ТН

КТ=0,2

СЭТ-4ТМ.03М

прямая;

δ= ± 1,1;

.р

.о

δ= ± 1,0;

КТ=0,2SAТЛО-10δ

1.а.о

= ± 0,8;

ТТКтт=2500/1BТЛО-10

– акт

ая

2.а.о

= ± 0,7;

прямая;

1.р.о

Г-3

Ктн=10500/100 BЗНОЛП

– реактивная

1.а

.р

= ±

1,0;

23544-07

CЗНОЛП

2.а.р

= ±

0,9;

Счет- КТ=0,2S/0,5

1.р.р

= ±

1,8;

чик36697-08

2.р.р

= ± 1,8.

В столбце 8 таблицы 2 приведены границы допускаемой относительной погрешности

при доверительной вероятности, равной 0,95, при следующих условиях:

1.а.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-

ской энергии при I = 0,1·I

ном

для cosφ = 0,8;

2.а.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений активной электриче-

Лист № 6

Всего листов 8

ской энергии при I = I

ном

для cosφ = 0,8;

1.р.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электриче-

ской энергии при I = 0,1·I

ном

для sinφ = 0,6;

2.р.о

– границы допускаемой основной погрешности измерений реактивной электриче-

ской энергии при I = I

ном

для sinφ = 0,6;

1.а.р

– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии

в рабочих условиях применения при I = 0,1·I

ном

для cosφ = 0,8;

2.а.р

– границы допускаемой погрешности измерений активной электрической энергии

в рабочих условиях применения при I = I

ном

для cosφ = 0,8;

1.р.р

– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-

гии при в рабочих условиях применения I = 0,1·I

ном

для sinφ = 0,6;

2.р.р

– границы допускаемой погрешности измерений реактивной электрической энер-

гии в рабочих условиях применения при I = I

ном

для sinφ = 0,6.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени ± 5 с.

Нормальные условия применения:

– температура окружающего воздуха, °С

– относительная влажность воздуха, %

– атмосферное давление, кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.)

– напряжение питающей сети переменного тока, В

– частота питающей сети переменного тока, Гц

– индукция внешнего магнитного поля, мТл не более

от 21 до 25;

от 30 до 80;

от 84 до 106;

от 215,6 до 224,4;

от 49,85 до 50,15;

0,05.

от 198 до 242;

от 49 до 51;

от –35 до 40;

от 5 до 35;

Рабочие условия применения:

– напряжение питающей сети переменного тока, В

– частота питающей сети, Гц

– температура (для ТН и ТТ), °С

– температура (для счетчиков)

– температура (для сервера, АРМ, каналообразующего

и вспомогательного оборудования), °С

– индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл

от 10 до 40;

от 0 до 0,5.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

– счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не

менее 90000 часов;

– УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

– для счетчика Тв < 2 ч;

– для УСПД Тв < 2 ч;

– для сервера Тв < 1 ч;

– для компьютера АРМ Тв < 1 ч;

– для модема Тв < 1 ч.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного

доступа:

– клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для

пломбирования;

– панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механиче-

скими пломбами;

– наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых

паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;

– организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает иденти-

фикацию пользователей и эксплуатационного персонала;

– защита результатов измерений при передаче.

Лист № 7

Всего листов 8

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

– фактов параметрирования счетчика;

– фактов пропадания напряжения;

– фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

– счетчиках (функция автоматизирована);

– сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

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

правлениях – не менее 113,7 суток; при отключении питания – не менее 10 лет;

– УСПД – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии

по каждому каналу и электрической энергии потребленной за месяц по каждому каналу –

не менее 45 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

– ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измере-

ний –не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится с помощью принтера на титульные листы (место на-

несения – вверху справа) эксплуатационной документации на систему автоматизированную

информационно-измерительнуюкоммерческогоучетаэлектрическойэнергииФилиала

ОАО «Квадра» – «Орловская региональная генерация» Ливенская ТЭЦ (ГТУ-30 МВт).

Комплектность средства измерений

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммер-

ческого учета электрической энергии Филиала ОАО «Квадра» – «Орловская региональная гене-

рация» Ливенская ТЭЦ (ГТУ-30 МВт) определяется проектной документацией на АИИС КУЭ.

Поверка

проводится по документу МП 50160-12 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электрической энергии Филиала ОАО «Квадра» – «Орлов-

ская региональная генерация» Ливенская ТЭЦ (ГТУ-30 МВт). Методика поверки», утверждён-

ному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» 25.04.2012 г.

Рекомендуемые средства поверки и требуемые характеристики:

– мультиметр «Ресурс-ПЭ». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измере-

ний угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 º. Пределы допускаемой относительной

погрешности измерений напряжения: ± 0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ± 2,0 %

(в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности

измерений тока: ± 1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ± 0,3 % (в диапазоне изме-

рений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты

± 0,02 Гц;

– радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени

со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ Филиала

ОАО «Квадра» – «Орловская региональная генерация» Ливенская ТЭЦ (ГТУ-30МВт). Свиде-

тельство об аттестации № 01.00230 / 6 – 2012 от 25.04.2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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.

Лист № 8

Всего листов 8

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ОАО «Ивэлектроналадка»

Юридический адрес: 153002, Россия, г. Иваново, ул. Калинина, 5.

Почт. адрес: 153032, ул. Ташкентская, д.90, г. Иваново.

Тел. (4932) 230-230. Тел./факс (4932) 29-88-22.

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