Untitled document

Приложение к свидетельству № 50746

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сухонский ЦБК»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сухонский ЦБК» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для

измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной (переданной) отдельными

технологическими объектами ООО «Сухонский ЦБК»; сбора, хранения и обработки получен-

ной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих

расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управ-

лением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии 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;

- передача

в организации–участники оптового рынка электроэнергии результатов из-

мерений;

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

состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – участников

оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанк-

ционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и

т.п.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно-измерительные комплексы

(ИИК), включающие в себя

измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформато-

ры напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии по

ГОСТ P 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в ре-

жиме измерения реактивной электроэнергии.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места

персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в ана-

логовые сигналы низкого уровня. Аналоговые сигналы переменного тока с выходов измери-

тельных трансформаторов поступают на входы счетчиков электроэнергии. Счетчики преобра-

зуют мгновенные значения входных сигналов в цифровой код. Микропроцессором счетчика

Лист № 2

Всего листов 8

вычисляется активная и реактивная электроэнергия за установленные интервалы времени, а

также активная и реактивная мощность. Счетчики снабжены отсчетными устройствами и циф-

ровыми выходами. Информация сохраняется в энергонезависимой памяти. По запросу с верх-

него уровня измерительная информация поступает в цифровом виде по проводным линиям свя-зи

на входы сервера, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и

передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер АИИС КУЭ).

Используемое программное обеспечение позволяет производить сбор данных со счет-

чиков, обработку, хранение полученных данных на жёстких дисках сервера, осуществлять пе-

редачу данных в ОАО «Вологодская сбытовая компания», отображать с помощью АРМ эти

данные в наглядной форме (таблицы, графики), вести оперативный контроль средней (получа-

совой) мощности, дифференцированной по времени суток, выводить полученную информацию

на печать.

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

себя устройство синхронизации времени УСВ-2 подключенное к серверу, встроенные часы сер-

вера и счетчиков. УСВ-2 принимает сигналы от системы спутникового времени. Погрешность

синхронизации не trial 0,1 с. УСВ-2 осуществляет коррекцию времени часов сервера и счет-

чиков. Сличение времени часов сервера БД со временем УСВ-2 осуществляется каждые 30 мин,

и корректировка времени часов выполняется при расхождении времени часов сервера и УСВ-2

±1с. Корректировка времени часов счетчиков выполняется один раз в сутки при расхождении

со временем УСВ-2 ±3 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, ми-

нуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируе-

мого и корректирующего устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и кор-

ректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

e55712d0b1b219065d

63da949114dae4

d79874d10fc2b156a0f

dc27e1ca480ac

52e28d7b608799bb3c

cea41b548d2c83

MD5

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида». ПО «Пира-

мида»

обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами

доступа. Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню

«С» (по МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ – влияния

нет.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)

Идентификаци-

Наименование ПОонное наимено-

вание ПО

Номер версии

(идентифика-

ционный но-

мер) ПО

кода)

вычисления

цифрового

Цифровой идентифи-

Алгоритм

катор ПО (контрольная

сумма исполняемого

идентифика-

тора ПО

Модуль вычисления значений

энергии и мощности по груп- CalcClients.dll3

пам точек учета

MD5

Модуль расчета небаланса

энергии/мощности

CalcLeakage.dll3

b1959ff70be1eb17c83

f7b0f6d4a132f

MD5

CalcLosses.dll3

MD5

Модуль вычисления значений

энергии потерь в линиях и

трансформаторах

Trial модуль, содержащий

функции, используемые при

вычислениях различных зна-

чений и проверке точности

вычислений

Metrology.dll3

Лист № 3

Всего листов 8

6f557f885b737261328

cd77805bd1ba7

MD5

48e73a9283d1e66494

521f63d00b0d9f

MD5

c391d64271acf4055bb

2a4d3fe1f8f48

MD5

ecf532935ca1a3fd321

5049af1fd979f

MD5

530d9b0126f7cdc23ec

d814c4eb7ca09

MD5

1ea5429b261fb0e2884

f5b356a1d1e75

MD5

ParseBin.dll3

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых в бинарном протоколе

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых по протоколам

семейства МЭК

ParseIEC.dll3

ParsePiramida.dll

Модуль обработки значений

физических величин, переда- ParseModbus.dll

ваемых по протоколу Modbus

Модуль обработки значений

физических величин, переда-

ваемых по протоколу

Пирамида

Модуль формирования рас-

четных схем и контроля цело-

стности данных нормативно-

справочной информации

SynchroNSI.dll

Модуль расчета величины

рассинхронизации и значений VerifyTime.dll3

коррекции времени

Лист № 4

Всего листов 8

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительного канала

Номер точки

измерений и на-

именование

объекта

Вид электроэнергии

Сухонский

ЦБК ГПП

110/6 ЗРУ-6

кВ Ввод №1

яч. №9

ТШЛП-10

1500/5

Кл. т. 0,2S

Trial-10

6000/100

Кл. т. 0,2

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.0,2S/0,5

Сухонский

ЦБК ГПП

110/6 ЗРУ-6

кВ Ввод №2

яч. №61

ТШЛП-10

1500/5

Кл. т. 0,2S

НАМИТ-10

6000/100

Кл. т. 0,2

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.0,2S/0,5

Сухонский

ЦБК ГПП

110/6 ЗРУ-6

кВ яч. №2

ТПЛ-10

200/5

Кл. т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.0,2S/0,5

Сухонский

ЦБК ГПП

110/6 ЗРУ-6

кВ яч. №19

ТПЛ-10

400/5

Кл. т. 0,5

НАМИТ-10

6000/100

Кл. т. 0,2

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.0,2S/0,5

Сухонский

ЦБК ГПП

110/6 ЗРУ-6

кВ яч. №53

ТПЛМ-10

400/5

Кл. т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.0,2S/0,5

Сухонский

ЦБК ГПП

110/6 ЗРУ-6

кВ яч. №59

ТПЛ-10

300/5

Кл. т. 0,5

НАМИТ-10

6000/100

Кл. т. 0,2

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.0,2S/0,5

IBM Express х3250 M4

Таблица 2 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ

Метрологиче-

ские характери-

стики ИК

ТТТНСчетчикСервер

Основная

погрешность,

Погрешность

в рабочих

условиях, %

12345678

Актив-

ная,± 0,6± 1,0

Реак-± 1,3± 1,9

тивная

Актив-

ная,± 0,9± 2,9

Реак-± 2,3± 4,5

тивная

Лист № 5

Всего листов 8

ТПЛ-10

400/5

Кл. т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.0,2S/0,5

ТПЛ-10

200/5

Кл. т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.0,2S/0,5

ТПЛ-10

200/5

Кл. т. 0,5

1 с.ш.

НОМ-6

6000/100

Кл. т. 0,5

2 с.ш.

НОМ-6

6000/100

Кл. т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.0,2S/0,5

ТПЛМ-10

200/5

Кл. т. 0,5

НАМИТ-10

6000/100

Кл. т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.0,2S/0,5

Сухонский

ЦБК РУ-

РМЦ 6 кВ

яч. №4

ТПЛ-10

50/5

Кл. т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.0,2S/0,5

Сухонский

ЦБК РУ-

РМЦ 6 кВ

яч. №7

ТПЛ-10

50/5

Кл. т. 0,5

НОМ-6

6000/100

Кл. т. 0,5

СЭТ-

4ТМ.03М

Кл.т.0,2S/0,5

IBM Express х3250 M4

Продолжение таблицы 1

678

Сухонский

7ЦБК РУ-1

6 кВ яч. №1

Сухонский

8ЦБК РУ-1

6 кВ яч. №2

Сухонский

9ЦБК РУ-1

6 кВ яч. №14

Сухонский

10ЦБК РУ-3

6 кВ яч. №4

Актив-

ная,± 1,1± 2,9

Реак-± 2,7± 4,6

тивная

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности

(получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответ-

ствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

– параметры сети: напряжение (0,95 – 1,05)·Uном; ток (1 – 1,2)·Iном; cos

= 0,9 инд.;

– температура окружающей среды (20

С.

4. Рабочие условия:

– параметры сети: напряжение (0,9 – 1,1)·Uном; ток (0,05 – 1,2)·Iном; 0,5 инд.

cos

j£

0,8 емк.;

– допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от ми-

нус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – от минус 40 до плюс 60 °С; для сервера от

плюс 10 до плюс 35 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05·Iном, cos

= 0,8 инд. и температуры

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до

плюс 30

С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6

Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у пере-

численных в Таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим опи-

санием типа как неотъемлемая часть.

Лист № 6

Всего листов 8

7. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измере-

ний.

Надежность применяемых в системе компонентов:

– электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее 140000 ч, среднее время

восстановления работоспособности не более 168 ч;

– сервер - коэффициент готовности – не менее 0,99; среднее время восстановления ра-

ботоспособности не более 24 ч.

Надежность системных решений:

– резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может переда-

ваться в энергоснабжающую организацию по коммутируемой телефонной линии и сотовой свя-

зи.

В журналах событий фиксируются факты:

– журнал счётчика:

– факты параметрирования;

– попытки несанкционированного доступа;

– связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

– факты коррекции времени (изменение текущих значений времени и даты при

синхронизации времени);

– отклонения напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;

– отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

– пропадание напряжения.

Защищённость применяемых компонентов:

–

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

–

электросчётчика;

–

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

–

испытательной коробки;

–

сервера;

ащита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

–

электросчетчика,

–

сервера.

Возможность коррекции времени в:

– электросчетчиках (функция автоматизирована);

– ИВК/ИВКЭ (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

–

о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

–

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

–

измерений 30-ти минутных приращений электроэнергии (функция автоматизирована);

– сбора 1 раз в сутки/месяц (функция автоматизирована);

Возможность предоставления информации о результатах измерений

– в энергоснабжающую организацию (ОАО «Вологодская сбытовая компания») в авто-

матическом режиме.

Глубина хранения информации (профиля):

– электросчетчик имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с

установленным интервалом, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим

итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматизи-

рована);

– ИВК/ИВКЭ - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - за весь

срок эксплуатации системы (функция автоматизирована).

Лист № 7

Всего листов 8

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы экс-

плуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ соответствует паспорт-формуляру, в котором приведен

полный перечень измерительных, связующих и вычислительных компонентов, образующих

каждый измерительный канал.

В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация на систему

и на комплектующие средства измерений, методика поверки.

Поверка

осуществляется по документу МП 53496-13 «Система автоматизированная информационно–

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сухонский ЦБК».

Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»

11 марта 2013 года.

Средства поверки на измерительные компоненты:

– средства поверки ТТ по ГОСТ 8.217-2003;

– средства поверки ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-11;

– счетчиков СЭТ-4ТМ.03М –по документу

«Счетчики электрической энергии много-

функциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика

поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному

ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая

2012 г.

информационно-

(АИИС КУЭ)

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная

измерительнаясистемакоммерческогоучётаэлектроэнергии

ООО «Сухонский ЦБК». Руководство по эксплуатации».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 1983-2001Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ 7746-2001Трансформаторы тока. Общие технические условия.

ГОСТ Р 52323-2005Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 22.

Статические счетчики активной энергии

классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.

Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энер-

гии.

ГОСТ 22261-94 Средства измерений

электрических и

магнитных величин. Общие тех-

нические условия.

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

положения.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

– осуществление торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ООО «Сигор»

Юридический адрес: 125040, г. Москва, ул. Нов. Башиловка, 4.