Untitled document

Приложение к свидетельству № 50363

об утверждении типа средств измерений

лист № 1

всего листов 7

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого

учета электрической энергии и мощности Филиала ОАО «ЦКБМ» – «ЦКБМ 2»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электрической энергии и мощности Филиала ОАО «ЦКБМ» – «ЦКБМ 2» (далее АИИС КУЭ)

предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности,

потребленной отдельными технологическими объектами филиала ОАО «ЦКБМ» –

«ЦКБМ 2», сбора, обработки, хранения полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической

энергии;

периодический (1

раз в 30 мин, 1 раз

в сутки) и/или по запросу автоматический

сборпривязанныхкединомукалендарномувременирезультатовизмерений

приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей

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

от несанкционированного доступа;

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных

о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка

электрической энергии;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от

несанкционированного 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 единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – трансформаторы тока (ТТ) типа ТЛО-10, 1000/5, 600/5 Госреестр

СИ № 25433-08, класс точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения (ТН)

типа ЗНОЛ.06-6 У3, 6000/100, ЗНОЛ.06-10 У3, 10000/100 Госреестр СИ № 3344-04, класс

точности0,5поГОСТ1983-2001;счётчикиэлектрическойэнергиитрехфазные

многофункциональные Альфа А1800 типа А1805RAL-P4G-DW-4, (Госреестр СИ № 31857-06),

класс точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 для активной электрической энергии и класс

точности 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электрической энергии, установленные

на объектах, указанных в табл. 1 (3 точки измерения);

2-й уровень – каналообразующая аппаратура, автоматизированное рабочее место

(АРМ) энергетика ипрограммноеобеспечение (далееПО) «АльфаЦЕНТР».

Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными

трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям

связи поступают на соответствующие входы

счётчиков электрической энергии трехфазных

многофункциональных типа Альфа А1800 А1805RAL-P4G-DW-4.

Измерение активной мощности (Р)

счетчиком электрической

энергии, выполняется

путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и

лист № 2

всего листов 7

интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) по периоду основной

частоты сигналов.

Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений

напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U·I.

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S

– P

)

0,5

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем

интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний

уровень системы.

На верхнем – втором уровне системы выполняется последующее формирование и

хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача данных осуществляется по основному и резервному каналу телефонной

сети общего пользования (ТФОП) на АРМ филиала ОАО «ЦКБМ» - «ЦКБМ 2» и в центр

сбора и обработки данных гарантирующего поставщика.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей

всебяприемниксигналовточноговремениотспутниковглобальнойсистемы

позиционирования (GPS). Приемник GPS BU-353 осуществляет синхронизацию часов АРМ.

Коррекция часов счетчиков выполняется при сеансах опроса, автоматически, если

расхождение часов АРМ и внутренних часов счетчиков АИИС КУЭ превышает ±2 с. Факт

каждой коррекции регистрируется в Журнале событий счетчиков и АРМ АИИС КУЭ.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (дата, часы,

минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах корректируемого и

корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.

Таблица 1

Состав измерительного канала

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

Уровень

ИВК

№ Наименование

ИКобъекта

123456

Т-1, РУ-6 кВ

ТЛО-10;

1000/5;

КТ 0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 25433-08

зав. № 535

зав. № 534

зав. № 533

ЗНОЛ.06-6 У3;

6000/

3 / 100/

КТ 0,5

ГОСТ 1983-2001;

ГосреестрСИ№3344-04

зав. № 4367

зав. № 4695

зав. № 4703

Т-2, РУ-6 кВ

ТЛО-10;

1000/5;

КТ 0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 25433-08

зав. № 538

зав. № 537

зав. № 536

ЗНОЛ.06-6 У3;

6000/

3 / 100/

КТ 0,5

ГОСТ 1983-2001;

ГосреестрСИ№ 3344-04

зав. № 4635

зав. № 4500

зав. № 4701

ПО «Альфа-

ЦЕНТР»,

Госреестр

Альфа А1800;

Каналообра-

А1805RAL-P4G-DW-4;

зующая

Iном (Iмакс) = 5(10) А;

аппаратура,

Uном = 3х57,7/100 В;

АРМ,

КТ: поактивнойэнергии – 0,5S

ГОСТ Р 52323-2005,

по реактивной – 1,0

СИ №

ГОСТ Р 52425-2005;

20481-00

Госреестр СИ № 31857-06

зав. № 01 174 246

Альфа А1800;

А1805RAL-P4G-DW-4;

Iном (Iмакс) = 5 (10) А;

Uном = 3х57,7/100 В;

КТ: поактивнойэнергии – 0,5S

ГОСТ Р 52323-2005,

по реактивной – 1,0

ГОСТ Р 52425-2005;

Госреестр СИ

№ 31857-06

зав. № 01 174 255

лист № 3

всего листов 7

Продолжение таблицы 1

123456

Т-3, РУ-10 кВ

ТЛО-10;

600/5;

КТ 0,5S;

ГОСТ 7746-2001;

Госреестр СИ № 25433-08

зав. № 541

зав. № 540

зав. № 539

ЗНОЛ.06-10 У3;

10000/

3 / 100/

КТ 0,5

ГОСТ 1983-2001;

ГосреестрСИ№ 3344-04

зав. № 8181

зав. № 9433

зав. № 7275

ПО «Альфа-

ЦЕНТР»,

Госреестр

Альфа А1800;

Каналообра-

А1805RAL-P4G-DW-4;

зующая

Iном (Iмакс) = 5 (10) А;

аппаратура,

Uном = 3х57,7/100 В;

АРМ,

КТ: поактивнойэнергии – 0,5S

ГОСТ Р 52323-2005,

по реактивной – 1,0

СИ №

ГОСТ Р 52425-2005;

20481-00

Госреестр СИ № 31857-06

зав. № 01 174 251

Примечание – Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на

аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у

перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим

описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

ПО «АльфаЦЕНТР» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков

электроэнергии с использованием различных типов каналов связи и коммуникационного

оборудования, расчет электроэнергии с учетом временных зон, нахождение максимумов

мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в

табличном и графическом виде.

Идентификационные данные ПО представлены в табл. 2.

Таблица 2

Наименование

программного

обеспечения

Наименование

файла

Номер вер-

сии про-

граммного

обеспече-

ния

Цифровой иденти-

фикатор про-

граммного обеспе-

чения (контроль-

ная сумма испол-

няемого кода)

Алгоритм вы-

числения циф-

рового иденти-

фикатора про-

граммного

обеспечения

Amrserver.exe

3.18.0.0

1907cf524865a1d0

c0042f5eeaf4f866

Amrс.exe

3.18.5.0

952af19eb076cac5

2ba8fec50610bf8e

Amra.exe

3.18.5.0

a0452b7db9324061

cd02025c74ae95dc

драйверработысБД

Cdbora2.dll

3.9.2.0

encryptdll.dll

2.0.0.0

0939ce05295fbcbb

ba400eeae8d0572c

ПО

«АльфаЦЕНТР»

alphamess.dll

нет данных

b8c331abb5e34444

170eee9317d635cd

MD5

Наименование

программного

модуля (иденти-

фикационное на-

именование про-

граммного обес-

печения)

программа-

планировщик

опроса и передачи

данных

драйвер ручного

опроса счетчиков

и УСПД

драйвер автома-

тического опроса

счетчиков и

УСПД

a2f6e17ef251d05b

6db50ebfb3d2931a

библиотека шиф-

рования пароля

счетчиков

библиотека сооб-

щений планиров-

щика опросов

лист № 4

всего листов 7

ПОвнесеновГосреестрСИРФвсоставекомплексаизмерительно-

вычислительного для учета электрической энергии «Альфа-Центр» № 20481-00;

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-

Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информа-

ции, составляет ±1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной

электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и

способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр»;

Программное обеспечение имеет уровень защиты «С» в соответствиис МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в

табл. 3 и 4.

Таблица 3

1000 (ИК 1, 2)

600 (ИК 3)

Количество ИК коммерческого учета

6, 10

±5

Номинальное напряжение на вводах системы, кВ

Отклонение напряжения от номинального, %

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных

каналов, А

Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока

от 2 до 120

Коэффициент мощности, cos φ

0,5 – 1

от 10 до 25

±5

Диапазон рабочих температур для компонентов системы,

С:

– трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, счетчиков,

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех

компонентов системы, с

Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее

120000

Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и

реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС

КУЭ приведены в табл. 4.

Таблица 4

№ Наименование

ИК присоединения

Значение

cos

2%I

ном

≤

I<5%I

ном

5%I

ном

≤

I<20%I

ном

20%I

ном

≤

I<100%I

ном

100%I

ном

≤

I≤120%I

ном

Активная энергия

1,0±2,1±1,3±1,1±1,1

0,8±3,1±2,1±1,6±1,6

1Т-1, РУ-6 кВ

2Т-2, РУ-6 кВ

3Т-3, РУ-10 кВ

1Т-1, РУ-6 кВ

2Т-2, РУ-6 кВ

3Т-3, РУ-10 кВ

1Т-1, РУ-6 кВ

2Т-2, РУ-6 кВ

3Т-3, РУ-10 кВ

0,5±5,6±3,2±2,4±2,4

лист № 5

всего листов 7

Продолжение таблицы 4

34567

Реактивная энергия

0,9±6,7±4,0±3,0±3,0

0,8±4,8±3,1±2,4±2,4

1Т-1, РУ-6 кВ

2Т-2, РУ-6 кВ

3Т-3, РУ-10 кВ

1Т-1, РУ-6 кВ

2Т-2, РУ-6 кВ

3Т-3, РУ-10 кВ

1Т-1, РУ-6 кВ

2Т-2, РУ-6 кВ

3Т-3, РУ-10 кВ

0,5±3,1±2,4±1,9±1,9

Примечание–Вкачествехарактеристикпогрешностиуказаныпределы

относительнойпогрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при

доверительной вероятности 0,95.

Надежность применяемых в системе компонентов:

счётчик – среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок

службы 30 лет;

трансформатор тока – средняя наработка до отказа 4

часов;

трансформатор напряжения – средняя наработка до отказа 4

часов.

Надежность системных решений:

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может переда-

ваться в организации-участники рынка электрической энергии по резервной телефонной линии

общего пользования;

регистрация событий:

в журнале событий счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированногодоступа ипломбирование:

электросчётчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной колодки;

защита информациина программном уровне:

установка пароля на счетчик;

установка пароля на АРМ.

Глубина хранения информации:

счетчик – тридцатиминутныйпрофиль нагрузки вдвух направлениях не менее 35 суток;

АРМ – хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений –

за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульный лист

эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

лист № 6

всего листов 7

Комплектность средства измерений

Наименование

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональ-

ный типа Альфа А1800 А1805RAL-P4G-DW-4

Трансформатор тока ТЛО-10

Кол-во,

шт.

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-6(10) У3

Модем US Robotics 56K V92 ext

Методика выполнения измерений электроэнергии с использовани-

ем АИИС КУЭ на предприятии Филиал ОАО «ЦКБМ» - «ЦКБМ 2»

Паспорт-формуляр 0705-66.00.000 ПФ

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные

информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая

методика поверки».

Перечень эталонов, применяемых при поверке:

средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками

поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также

приведенные в таблице 2 МИ 3000-2006.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе «Методика выполнения измерений

электроэнергии с использованием АИИС КУЭ на предприятии Филиал ОАО «ЦКБМ» –

«ЦКБМ 2». Свидетельство об аттестации МВИ № 2203-249А-02545 от 25.08.2010 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

Филиал аОАО «ЦКБМ» - «ЦКБМ 2»

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

технические условия».

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

Основные положения».

3. МИ3000-2006«ГСИ.Системыавтоматизированныеинформационно-

измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования

обеспечения единства измерений

– осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ЗАО «ЭНКОМ»

Адрес: 199178, г. Санкт-Петербург, 4 линия В.О., д. 65,лит А.

Тел./факс (812) 332-28-01.

Е-mail:

office@enkom-spb.ru