Untitled document

Приложение к свидетельству № 51747

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

информационно-измерительная коммерческого

ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-1

Системаавтоматизированная

учета электрической энергии

c Изменением №1

Назначение средства измерений

Настоящееописаниетипасистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «Фортум» филиал Челябин-

ская ТЭЦ-1 с Изменением №1 является дополнением к описанию типа системы автоматизиро-

ванной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО

«Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-1, Свидетельство об утверждении типа RU.E.34.033.A, ре-

гистрационный № 49203 и включает описание дополнительных измерительных каналов, соот-

ветствующих точкам измерений № 30 и 31.

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии ОАО «Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-1 с Изменением №1 (далее

АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ является трехуровневой системой с иерархической распределенной обра-

боткой информации:

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

– второй – уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки;

– третий – уровень информационно-вычислительного комплекса.

В состав АИИС КУЭ входит система обеспечения

единого времени (далее – СОЕВ),

формируемая на всех уровнях иерархии.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

– осуществление эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля

выработки и потребления электрической энергии и мощности по точкам поставки;

– измерение 30-ти минутных приращений активной и реактивной электрической энер-

гии и автоматический сбор результатов измерений приращений электрической энергии с задан-

ной дискретностью учета (30 мин), привязанных к шкале UTC;

– автоматическое выполнение измерений;

– автоматическое ведение системы единого времени;

– регистрация параметров электропотребления;

– формирование отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО

«СО ЕЭС», ОАО «Фортум» и другим смежным субъектам оптового рынка электрической энер-

гии (ОРЭ).

АИИС КУЭ включает следующие уровни:

1-й уровень включает в себя:

– измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0.2S;

– измерительные трансформаторы напряжения (ТН) классов точности 0.5;

– счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные класса точности

0.2S/0.5;

– вторичные измерительные цепи;

Лист № 2

Всего листов 9

2-й уровень ИВКЭ включает в себя:

– УСПД;

– технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

3-й уровень ИВК включает в себя:

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

– сервер базы данных «Альфа ЦЕНТР».

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

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.

Цифровые сигналы с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса

RS-485 и через сегменты локальной вычислительной сети (ЛВС) поступает в УСПД, располо-

женный в шкафу сервера

АИИС КУЭ. В УСПД осуществляется хранение измерительной ин-

формации, ее накопление и передача накопленных данных через сегмент локальной вычисли-

тельной сети (ЛВС) по сети Ethernet на уровень сервер БД уровня ИВК, где осуществляется вы-

числение электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и

ТН, хранение и накопление измерительной информации.

Синхронизация времени осуществляется при помощи устройства синхронизации сис-

темного времени (УССВ), подключенного к УСПД и обеспечивающего прием сигналов точного

времени спутниковой навигационной системы GPS. УСПД при каждом сеансе опроса счетчи-

ков (1 раз в 30 минут) осуществляет синхронизацию времени встроенных часов

счетчика со

встроенными часами УСПД при расхождении времени между ними более чем на 2 с.

Регламентированный доступ к информации сервера БД АИИС КУЭ с АРМ операторов

осуществляется через сегмент локальной вычислительной сети (ЛВС)

предприятия

по интер-

фейсу Ethernet.

Механическая

защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбирова-

нием:

– испытательной коробки (специализированного клеммника);

– крышки клеммных отсеков счетчиков;

– Сервера;

– УСПД.

Программное обеспечение

Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):

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

измерений с заданной дискретностью учета (30 мин);

– 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;

Лист № 3

Всего листов 9

– 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 в автоматизированном режиме в ИАСУ КУ (КО), Региональное диспетчер-

ское управление «Системный оператор – центральное диспетчерское управление Единой элек-

трической сети» (РДУ «СО-ЦДУ ЕЭС») и другим заинтересованным субъектам ОРЭ результа-

тов 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, событий в АИИС КУЭ;

– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

– 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

24dc80532f6d9391

dc47f5dd7aa5df37

783e1ab6f99a5a7c

e4c6639bf7ea7d35

3408aba7e4f90b8a

e22e26cd1b360e98

0939ce05295fbcbb

ba400eeae8d0572c

Ком-

плексы

измери-

тельно-

вычис-

литель-

ные для

учета

электри-

ческой

энер-

гии«Аль

фа-

ЦЕНТР»

АС_UE

b8c331abb5e34444

170eee9317d635cd

MD5

Наиме-

нование

про-

грамм-

ного

обеспе-

чения

Идентификационное наиме-

нование программного обес-

печения

Номер вер-

сии (иден-

тификаци-

онный но-

мер) про-

граммного

обеспечения

Цифровой идентифи-

катор программного

обеспечения (кон-

трольная сумма ис-

полняемого кода)

Алгоритм вы-

числения циф-

рового иден-

тификатора

программного

обеспечения

0ad7e99fa26724e6

5102e215750c655a

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Про-

грамма планировщик опроса

и передачи данных (стан-

дартный каталог для всех

модулей, Amrserver.exe)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драй-

вер ручного опроса счетчи-

ков, Amrc.exe)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драй-

вер автоматического опроса

счетчиков, Amra.exe)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Драй-

вер работы с БД, Cdbora2.dll)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Биб-

лиотека шифрования пароля

счетчиков, Encryptdll.dll)

ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Биб-

лиотека сообщений плани-

ровщикаопросов,Al-

phamess.dll)

Лист № 4

Всего листов 9

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;

– установкой пароля на УСПД;

– защитой результатов измерений при передаче информации (использованием элек-

тронной цифровой подписи).

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния нет.

Лист № 5

Всего листов 9

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 экс-

плуатации,

± %

Номер ИК

cos φ = 0.87

sin φ = 0.5

cos φ = 0.5

sin φ = 0.87

31857-11

Альфа А1800

315000

Активная

Реактивная

± 0.8 %± 1.5

± 1.7 %

± 1.4 %

Доверительные границы отно-

сительной погрешности ре-

зультата измерений количества

Состав измерительного канала активной и реактивной элек-

трической энергии и мощности

при доверительной вероятно-

сти Р=0.95:

Наименование объекта

учета, диспетчерское

наименование присое-

динения

Вид СИ,

класс точности,

коэффициент транс-

формации,

№ Госреестра СИ

или свидетельства о по-

верке

Основная по-

грешность

ИК,

Обозначение, тип± %

Ктт ·Ктн ·Ксч

Вид электрической энергии

ТТ

ТН

ТЛШ

ЗНОЛ

123

КТ= 0.2S А

Ктт= 3000/1 В

47957-11 С

КТ= 0.5 А

Ктн= 10500:√3/100:√3 В

46738-11 С

КТ= 0.2S/0.5

Ксч= 1

ТГ-10

Счетчик

Лист № 5

Всего листов 9

Лист № 6

Всего листов 9

ТН

ТГ-11

Счетчик

31857-11

Альфа А1800

315000

Таблица 2. Продолжение

1 2 3 4 5 6 7 8

КТ= 0.2SАТЛШ

ТТ

ТЛШ

ЗНОЛ

Ктт= 3000/1 В

47957-11 С

КТ= 0.5 А

Ктн= 10500:√3/100:√3 В

46738-11 С

КТ= 0.2S/0.5

Ксч= 1

Активная ± 0.8 % ± 1.7 %

Реактивная ± 1.5 % ± 1.4 %

Лист № 6

Всего листов 9

Лист № 7

Всего листов 9

Примечания:

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

ности 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, ± %» при-

ведены 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 65˚С; УСПД – от минус 20˚С до 50˚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);

частота (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 = 120 000 ч;

– УСПД – среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч.

6. Глубина хранения информации:

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

лениях, 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 5 лет.

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной шкалы време-

ни UTC ± 5 с.

Лист № 8

Всего листов 9

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 (АИИС КУЭ) ОАО «Фортум» филиал Челябинская

ТЭЦ-1 с Изменением №1.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС приведена в таблице 3.

Таблица 3 – Комплектность АИИС КУЭ.

Тип

ТЛШ

ЗНОЛ

Альфа А1800

Количество

6 шт.

2 шт.

RTU-327

1 шт.

Наименование

Измерительный трансформатор тока

Измерительный трансформатор напряжения

Счетчик

электрической энергии

многофункциональ-

ный

Устройство сбора и передачи данных для автомати-

зации измерений и учета энергоресурсов

Паспорт-формуляр

Методика поверки

1 шт.

Поверка

Поверка осуществляется по документу ДЯИМ.422231.251.МП «Система автоматизиро-

ванная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ОАО

«Фортум» филиал Челябинская ТЭЦ-1. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский

ЦСМ» 10 декабря 2012 года.

Рекомендуемые средства поверки:

– мультиметры «Ресурс-ПЭ» – 2 шт. Пределы допускаемой абсолютной погрешности

измерений угла фазового сдвига между напряжениями ± 0,1 º. Пределы допускаемой относи-

тельной 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 по-

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

зоне измерений 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;

– переносной компьютер с программным обеспечением и оптический преобразователь

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

с радиочасами РЧ-011.

Сведения ометодиках (методах) измерений

Методика измерений электрической энергии приведена в документе «Методика изме-

рений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Фортум» фили-

ал Челябинская ТЭЦ-1 в части ТГ-10 и ТГ-11».

Лист № 9

Всего листов 9

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной ин-

формационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ОАО «Фортум»

филиал Челябинская ТЭЦ-1 с Изменением №1

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 сфере государственного регулирования обеспечения

единства измерений

Осуществлениеторговлиитоварообменныхопераций.

Изготовитель

ООО «Эльстер Метроника»

111141, Российская Федерация, г. Москва, 1-й проезд Перова Поля д.9, стр.3.

Телефон: (495) 730-0286, (495) 730-0287; Сайт:

www.elster.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 метрологииФ. В. Булыгин

М.п.«___» _____________ 2013 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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