Untitled document

Приложение к свидетельству № 48556

об утверждении типа средств измерений

лист № 1

всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого уче-

та электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ «Рошен»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта элек-

троэнергии АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ «Рошен» (далее – АИИС КУЭ), предназначена для изме-

рения электроэнергии (мощности), потребляемой объектами Липецкой кондитерской фабрики

а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных до-

кументов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и

другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для

коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с цен-

трализованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

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

ному календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с задан-

ной дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требова-

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

несанкционированного доступа;

передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

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

стоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользова-

телей);

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкциони-

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

диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

Измерительные каналы (далее – ИК) АИИС КУЭ включают в себя 1-й и 2-й уровни

АИИС КУЭ:

1-й уровень информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

ИИК ТИ уровень включает в себя трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-

2001, трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983 – 89, счетчики активной и реак-

тивной электроэнергии типа А1802-RAL-P4-GB-DW-4 по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной

электроэнергии) и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), вторичные

электрические цепи, технические средства каналов передачи данных. Состав 1-го уровня при-

веден в таблице 2.

ИВК включает в себя сервер базы данных (далее – сервер БД) типа HP ProLiant ML110,

модем стандарта GSM 900/1800 IRZ MC55iT, систему обеспечения единого времени (далее -

СОЕВ) на базе устройство синхронизации времени 16-VHS, программное обеспечение ПО

Альфа Центр, устройство бесперебойного питания сервера (UPS).

лист № 2

всего листов 8

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 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 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 с помощью беспроводных линий связи посту-

пает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий

диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выпол-

няется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощ-

ности с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей ин-

формации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организа-

ции–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласован-

ными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на

основе устройства синхронизации времени 16-VHS, установленного на уровне ИВК. 16-VHS

включает в себя GPS – приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников гло-

бальной системы позиционирования (GPS). Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со

временем GPS – приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхож-

дении часов сервера и GPS – приемника на ±1 с. Сверка показаний часов счетчиков АИИС КУЭ

с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами

сервера на ±2 с выполняется их корректировка. Погрешность часов компонентов системы не

превышает ±5 с.

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного дос-

тупа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.

Программное обеспечение

В состав прикладного программного обеспечения (ПО) сервера БД АИИС КУЭ ПС 110/10

кВ «Рошен» входит многопользовательский программный комплекс "Альфа ЦЕНТР" с возмож-

ностью опроса до 10 счетчиков электрической энергии.

ПО "Альфа ЦЕНТР" базируется на принципах клиент-серверной архитектуры и обеспечи-

вает соблюдение принципов взаимодействия открытых систем. В качестве СУБД используется

ORACLE Personal Edition 11. В ПО предусмотрено разграничение доступа к функциям для раз-

личных категорий пользователей, а также фиксации действий персонала в системном журнале.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электро-

энергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации

измерительных каналов ПО "Альфа ЦЕНТР" и определяются классом применяемых электро-

счетчиков и трансформаторов.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ПО

"Альфа ЦЕНТР", получаемой за счет математической обработки измерительной информации,

поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного)

значения.

Идентификационные данные программного обеспечения, установленного АИИС КУЭ при-

ведены в таблице 1.

лист № 3

всего листов 8

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Наимено-

вание про-

граммного

обеспече-

ния

Номер вер-

сии про-

граммного

обеспечения

3.32.0.0

e357189aea0466e98

b0221dee68d1e12

3.32.0.0

f0bc36ea92ac507a9b

3e9b1688235a03

3.32.0.0

3.31.0.0

2.0.0.0

0939ce05295fbcbbba

400eeae8d0572c

ПО "Аль-

фа

ЦЕНТР"

Наименование про-

граммного модуля

(идентификацион-Наименова-

ное наименование ние файла

программного обес-

печения)

Алгоритм

Цифровой иденти- вычисления

фикатор программ- цифрового

ного обеспечения идентифи-

(контрольная сумма катора про-

исполняемого кода) граммного

обеспечения

БД

Планировщик оп-

роса и передачиAmrserver.exe

данных

драйвер ручного

опроса счетчиков и Amrс.exe

УСПД

Драйвер автомати-

ческого опросаAmra.exe

счетчиков и УСПД

драйвер работы с

Cdbora2.dll

Библиотека шиф-

рования пароляencryptdll.dll

счетчиков

библиотека сооб-

щений планиров-alphamess.dll

щика опросов

сии отсут-

Номер вер-

b8c331abb5e344441

ствует

70eee9317d635cd

524ebbefee04f5fd0d

b5461ceed6beb2

MD5

0ad7e99fa26724e651

02e215750c655a

В соответствии с МИ 3286-2010 установлен уровень "С" защиты программного обеспечения от

непреднамеренных и преднамеренных изменений.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) приведен в табл. 2. Значение характеристик погреш-

ности АИИС КУЭ в рабочих условиях приведены в таблицах 3,4. Основные технические ха-

рактеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 5.

Блок-схема АИИС КУЭ приведена на рис. 1

лист № 4

всего листов 8

Рис. 1

лист № 5

всего листов 8

А1802-RAL-P4-

GB-DW-4 Кл.т.

0,2S/0,5

Зав. №

01238169

А1802-RAL-P4-

GB-DW-4 Кл.т.,

2S/0,5

Зав. №

01238170

Счётчик

Вид электро- Основная по-

энергии грешность %

110 кВ

Trial 23

Зав №:

В-2118577

С-2118578

1100,1

Зав. №

Активная± 0,5

Реактивная Не норм

110 кВ

IOSK 123

Зав №:

В-2118580

С-2118581

1100,1

Зав. №

Таблица 2 Состав 1-го уровня ИК - ИИК ТИ

№№Наименование

Состав

ИИК ТИ

ИК присоединения

ТТ ТН

CPTf 123

К тт 300/1

Кл. т. 0,2;

ОРУ-110 кВ, Т-1,

Кл.

т. 0,2S

А-2118576

А-30084534

В-30084535

С-30084536

CPTf 123

К тт 300/1

Кл. т. 0,2,

ОРУ-110 кВ, Т-2,

Кл.

т. 0,2S

А-2118579

А-30084537

В-30084538

С-30084539

± 0,5

Активная

Реактивная

Не норм

№ ИК

1, 2

Таблица 3

Характеристики погрешностей ИК при измерении активной электроэнергии

Предел допускаемой относительной погрешности ИК

Диапазон значений Тип на-при измерении активной электроэнергии при значении рабочего то-

cos φгрузки ка в % от номинального первичного тока ТТ, %

1≤ I

раб

<22≤ I

раб

<55≤ I

раб

<2020≤ I

раб

<100100≤ I

раб

<120

0,5 ≤ cos φ < 0,8инд.не норм. 1,9 1,3 1,0 1,0

0,8 ≤ cos φ < 0,866 инд. не норм. 1,2 0,8 0,6 0,6

0,866 ≤ cos φ < 0,9 инд. не норм. 1,1 0,7 0,6 0,6

0,9 ≤ cos φ < 0,95 инд. не норм. 1,0 0,7 0,6 0,6

0,95 ≤ cos φ < 0,99 инд. не норм. 1,0 0,6 0,5 0,5

0,99 ≤ cos φ < 1 инд. не норм. 0,9 0,6 0,5 0,5

cos φ = 1 1,0 0,9 0,6 0,5 0,5

0,8 ≤ cos φ < 1емк.не норм.1,20,90,70,7

Таблица 4

№ ИК

1, 2

Характеристики погрешностей ИК при измерении реактивной электроэнергии

Предел допускаемой относительной погрешности ИК

Диапазон значенийпри измерении реактивной электроэнергии при значении рабочего тока в

cos φ % от номинального первичного тока ТТ, %

1≤ I

раб

<22≤ I

раб

<55≤ I

раб

<2020≤ I

раб

<100 100≤ I

раб

<120

0,5 ≤ cos φ ≤ 0,8не норм. 1,9 1,3 1,21,2

0,8 < cos φ ≤ 0,866 не норм. 2,2 1,5 1,3 1,4

0,866 < cos φ ≤ 0,9 не норм. не норм. 1,7 1,5 1,5

0,9 < cos φ ≤ 0,95 не норм. не норм. 2,3 1,9 2,0

0,95 < cos φ ≤ 1не норм.не норм.не норм.не норм.не норм.

Примечания к таблицам 3 и 4:

1 Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасо-

вая);

2 Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) U

ном

; ток (0,01 - 1,0) Iном, cos

= 0,9 инд; температура окружающей сре-

ды (20

С.

3 Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uном; ток (0,01 - 1,2) Iном при трансформаторе тока с классом точности

0,2S; cos

= 0,8 инд.;

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70° С, для

счетчиков от минус 40 до плюс 70°С; для сервера от плюс 10 до плюс 40°С;

лист № 6

всего листов 8

4 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, многофункциональные счет-

чики типа А1802-RAL-P4-GB-DW-4 активной и реактивной энергии класса точности 0,2S/0,5 в соответствии с

ГОСТ 52323-2005 при измерении активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 при измерении реактивной электро-

энергии;

5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с мет-

рологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в уста-

новленном порядке.

вторичный (Iн )1 А

Диапазон тока:

Таблица 5Основные технические характеристики АИИС КУЭ

№ ИКНаименование характеристикиЗначение

Номинальный ток:

первичный (Iн

) 300 А

первичного (I

) От 3 до 300 А

вторичного (I

) От 0,01 до 1 А

первичное (Uн )

110 кВ

Диапазон напряжения:

1, 2

Номинальное напряжение:

вторичное (Uн

)100 В

первичное (Uн

) От 104,5 до 115,5 В

вторичное (Uн

) От 95 до 105 В

Коэффициент мощности cos

От 0,5 до 1,0

Номинальная нагрузка ТТ 20 ВА

Допустимый диапазон нагрузки ТТ От 5 до 20 ВА

Допустимое значение сos

во вторичной цепи нагрузки ТТОт 0,8 до 1,0

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т

ср

= 120 000 ч, среднее время

восстановления работоспособности не более t

= 2 ч;

- Трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Т

ср

= 400 000 ч, среднее

время восстановления работоспособности не более t

= 2 ч;

- сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т

ср

= 15843 ч, среднее время восстановле-

ния работоспособности не более t

= 2 ч;

Надежность системных решений:

резервирование питания с помощью устройства АВР;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передавать-

ся в организации – участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной поч-

ты и сотовой связи;

Регистрация событий:

в журнале счётчика:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени;

журнал ИВК:

- параметрирование;

- попытка не санкционируемого доступа;

- коррекция времени;

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, параметрировании:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

- установка пароля на счётчик;

- установка пароля на сервер;

лист № 7

всего листов 8

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- 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

2730 часов.

Сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств

измерений на срок не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной докумен-

тации АИИС КУЭ типографским способом.

Количество (шт.)

1 комплект

Комплектность средств измерения

Таблица 6 Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонентов системы

Счетчик электрической энергии А1802-RAL-P4-GB-DW-4, КТ 0,2S/0,5,

ГР № 31857-06

Трансформатор тока IOSK 123, К тт 300/1, ГР № 26510-09

Трансформатор напряжения CPTf 123, (110:√3)/ (0,1:√3), ГР № 29695-08

Устройство синхронизации системного времени 16-VHS

Сервер Proliant ML110

ПО Альфа Центр АС_РЕ_10

Наименование документации

Инструкция по эксплуатации 69729714.411713.042.ИЭ

Методика поверки КПНГ.411713.124.МП

Формуляр 69729714.411713.042.ФО

Поверка

осуществляется по документу КПНГ.411713.124.МП "Система автоматизированная информаци-

онно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ «Рошен»".

Методика поверки", утверждённому ГЦИ СИ ООО "ИЦ "Энерготестконтроль" 24.09.2012 г.

Средства поверки – по НД на измерительные компоненты:

1) Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

2) средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных

А1802-RAL-P4-

GB-DW-4

согласно методике поверки ДЯИМ.411152.018.МП;

3) Средства поверки 16-VHS согласно методике поверки ДЯИМ.466453.005.МП;

4) Радиочасы МИР РЧ-02.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методы измерений, которые используются в АИИС КУЭприведены в документе

КПНГ.411713.124.МИ – "Система автоматизированная информационно-измерительная коммер-

ческого учёта электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ «Рошен» Методика (метод) измерений

электроэнергии";

Методика (метод) измерений - КПНГ.411713.124 МИ аттестована ГЦИ СИ – ООО

"Испытательный центр "Энерготестконтроль" по ГОСТ Р 8.563-2009 .Свидетельство об атте-

стации № 83/01.00066-2010/2012 от 21.09.2012 г.

лист № 8

всего листов 8

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ:

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

ские условия;

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

положения;

3) ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Trial технические условия;

4) ГОСТ Р 52323-2005. (МЭК 62053-22:2003) "Аппаратура для измерений электрической энер-

гии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статистические счетчики активной

энергии классов точности 0,2S и 0,5S";

5) ГОСТ Р 52425-2005. (МЭК 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энер-

гии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной

энергии".

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель:

Закрытое акционерное общество "Газэнерго"

Адрес: 142784, Московская обл., Ленинский р-н, д. Румянцево, строение 2, блок Г

E-mail:

main@gasenergo.ru

Испытательный центр:

Государственный центр испытаний средств измерений ООО "Испытательный центр

"Энерготестконтроль" (ГЦИ СИ - ООО "ИЦ "Энерготестконтроль")

Адрес: 11543, г. Москва, ул. Первомайская, д.35/18,стр.1,

аттестат аккредитации № 30067-10.

Почтовый адрес: 115419, г. Москва, ул. 2-й Рощинский проезд, дом 8

Тел/факс: (495) 737 61 17

E-mail:

mail@etcontrol.ru

Ф.В. Булыгин

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии

М.П."_____"_________2012г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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