Untitled document

Приложение к свидетельству № 54560

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Уренгойской ГРЭС

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) Уренгойской ГРЭС (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для

измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи по-

лученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ построена на основе программного комплекса "Энергосфера" входящего в

состав комплекса программно-технического измерительного (далее по тексту – ПТК) ЭКОМ

(Госреестр № 19542-05) и представляет собой многоуровневую автоматизированную измери-

тельную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

1-ый уровень – включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН),

измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и

реактивной электрической энергии (далее по тексту – счетчики) и вторичные измерительные

цепи.

2-й уровень – измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ),

включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 (Госреестр

№ 17049-04), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних

каналов связи.

3-ий уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер баз данных (СБД) на базе рабочей станции Proliant ML 370R03 с установленным сервер-

ным программным обеспечением ПТК "Энергосфера", а также, совокупность аппаратных, ка-

налообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней,

ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

периодический (1 раз в 30 мин) 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 базе данных сервера ИВК АИИС КУЭ не менее 3,5

лет,отвечающихтребованиюповышеннойзащищенностиотпотериинформации

(резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передачарезультатовизмеренийворганизации-участникиоптовогорынка

электроэнергии;

обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот

несанкционированного 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);

передача журналов событий счетчиков и УСПД в базу данных ИВК.

Лист № 2

Всего листов 8

Принцип действия:

Первичныефазныетоки

инапряжениятрансформируютсяизмерительными

трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи

поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные

значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям

силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются

мгновенные значения активной, реактивной, полной мощности и интегрированные по времени

значения активной и реактивной энергии без учета коэффициентов трансформации. УСПД

автоматически проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств

измерений со счетчиков (один раз в 30 минут).

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется:

- по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в RS-232 (счетчик - ADSL-

модем - ADSL-модем - УСПД);

- по интерфейсу RS-485 (счетчик – радиомодем – радиомодем - УСПД).

В УСПД осуществляется хранение результатов измерений и автоматическая передача

накопленных данных на уровень ИВК, а также отображение информации по подключенным к

УСПД устройствам.

УСПД передает информацию на сервер баз данных, где осуществляется вычисление

электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,

хранение результатов измерений. Передача данных на сервер осуществляется по интерфейсу

RS-232 (УСПД – сервер БД).

На сервере ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной

электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные

файлы автоматически сохраняются в СБД на «жестком» диске.

Информация с СБД может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ)

пользователей по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.

Передача информации заинтересованным субъектам происходит по основному и резерв-

ному каналам передачи данных:

основной канал: по сети интернет (сервер БД – коммуникационный сервер – сеть

интернет – участники оптового рынка);

резервный канал: по сотовой связи (сервер БД – GSM-модем – сеть интернет –

участники оптового рынка).

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

себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования

(GPS). GPS-приемник входит в состав УСПД (ЭКОМ-3000). СОЕВ выполняет законченную

функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обес-

печивает синхронизацию шкал времени компонентов АИИС КУЭ. Для обеспечения единства

измерений используется единое календарное время.

Сличение шкалы времени УСПД и сигналов GPS-приемника происходит ежесекундно.

Ход часов УСПД не превышает ± 0,1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30

мин. осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД. Коррекция осуще-

ствляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 3 с.

Сличение шкалы времени сервера (СБД) со шкалой времени УСПД (ЭКОМ-3000) осу-

ществляется каждые 2 минуты. Коррекция времени выполняется при обнаружении рассогласо-

вания сервера и УСПД более чем на ± 2 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Лист № 3

Всего листов 8

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее по тексту – ПО) АИИС КУЭ входит ПО

счетчиков, ПО УСПД, ПО сервера БД, ПО АРМ на основе программного комплекса

"Энергосфера".

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Идентификаци-

онное наимено-

вание файла

программного

обеспечения

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифика-

тора про-

граммного

обеспечения

c237bb9a4771889cd215cb0e1ee1f3b6

AdCenter.exe

2311196f909abc65256c2276a41688ca

AdmTool.exe

817660465ef8719051338d26e050bcc0

AlarmSvc.exe

f42b38cca81558dc536e63ed29c7f477

config.exe

3d169ef92523df2292560c372dd0c27d

ControlAge.exe

c9fce49f9a50059470ce3ace8f8c4ab8

expimp.exe

ПО

"Энергосфера"

e2c7bbd88f67f3abb781222b97ded255

HandInput.exe

ное наименование

программного

онный но-

мер) про-

Таблица 1 – Метрологически значимые модули ПО

Номер вер-

сии (иден-

Идентификацион- тификаци-

Цифровой идентификатор программного

обеспечения (контрольная сумма испол-

обеспече

ияграммного

няемого кода)

обеспече-

ния

123

0480edeca3e13afae657a3d5f202fc59

6.4.63.677

archiv.exe

MD5

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, по-

лучаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от

счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной элек-

троэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи

измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и из-

мерительных трансформаторов.

ПОневлияетнаметрологическиехарактеристикисистемыавтоматизированной

информационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)

Уренгойской ГРЭС.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и

преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Лист № 4

Всего листов 8

Метрологическиехарактеристикисистемыавтоматизированнойинформационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Уренгойской ГРЭС в

рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.

Состав 1-го и 2-го уровней ИИК

№ ИИК

Наименование

объекта

Вид

электро-

энергии

ПС «Головная» яч.10

ВЛ-6 кВ (ООО «Транс-

ремстрой»)

НТМИ 6-66

кл. т 0,5

Ктн = 6000/100

Зав. № 878

Госреестр

№ 2611-70

ПС «Промплощадка»

яч.33 ВЛ-6 кВ (ЗАО

«Уренгойгидромехани-

зация»)

НТМИ 6-66

кл. т 0,5

Ктн = 6000/100

Зав. № 7992

Госреестр

№ 2611-70

Таблица 2 – Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ

Трансформатор тока

ТрансформаторСчётчик электриче-ИВКЭ

напряжения ской энергии (УСПД)

1234567

ТОЛ 10

-I

кл. т 0,5

Ктт = 300/5

Зав. № 10586,

10583

Госреестр

№ 15128-01

ТОЛ-10-I

кл. т 0,5

Ктт = 300/5

Зав. № 54659,

54657

Госреестр

№ 15128-07

Зав. №

ЭКОМ-

3000

Госреестр

СЭТ-4ТМ.02М

кл. Т 0,5S/1,0

Зав. №

активная

0808080166

реактивная

Госреестр

№ 36697-08

Зав.№

СЭТ-4ТМ.03М

07071728

кл. Т 0,5S/1,0

№ 17049-04

активная

0805111603

реактивная

Госреестр

№ 36697-08

1,0

0,5

37, 38

(ТТ 0,5; ТН

0,5; Сч 1,0)

Таблица 3 – Метрологические характеристики АИИС КУЭ

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК

при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях

Номер ИИКcosφ

эксплуатации АИИС КУЭ

5 %

изм

< I

20 %

изм

< I

100 %

изм

120 %

37, 38

0,9

(ТТ 0,5; ТН0,8

0,5; Сч 0,5s)

0,7

± 2,5

± 2,9

± 3,3

± 3,9

± 5,7

± 1,9

± 2,0

± 2,2

± 2,5

± 3,3

± 1,8

± 2,0

± 2,1

± 2,7

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК

при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях

Номер ИИКcosφ

эксплуатации АИИС КУЭ

5 %

изм

< I

20 %

изм

< I

100 %

изм

120 %

0,9± 7,7

0,8± 6,2

0,7± 5,6

0,5± 5,1

± 5,5

± 4,9

± 4,7

± 4,5

± 5,0

± 4,6

± 4,5

± 4,4

Лист № 5

Всего листов 8

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней

мощности (30 мин.).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие

вероятности 0,95.

3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение от 0,98·Uном до 1,02·Uном;

сила тока от Iном до 1,2·Iном, cos

=0,9 инд;

температура окружающей среды: от 15 до 25

С.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

напряжение питающей сети 0,9·Uном до 1,1·Uном,

сила тока от 0,05 Iном до 1,2 Iном для ИИК 37, 38.

температура окружающей среды:

для счетчиков от минус 15

С до плюс 35

С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2003;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2003.

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчи-ки

по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ

26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных ти-

пов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформля-

ется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа

АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М – среднее время наработки на отказ не менее

140000 часов;

УСПД (ЭКОМ-3000) – среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов.

сервер – среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

для счетчиков Тв ≤ 24 часа;

для УСПД (ЭКОМ-3000) Тв ≤ 2 часа;

для сервера Тв ≤ 1 час;

для модема Тв ≤ 1 час.

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, УСПД, сервере;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает иденти-

фикацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:

фактов параметрирования счетчиков;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

УСПД (ЭКОМ-3000), сервере (функция автоматизирована).

Лист № 6

Всего листов 8

Глубина хранения информации:

счетчики СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М – тридцатиминутный профиль нагрузки в

двух направлениях – не менее 114 суток; при отключении питания – не менее 10 лет

при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;

ЭКОМ-3000 – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребле-

ния по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу – не менее

45 суток; при отключении питания – не менее 3,5 лет;

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

ний – не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знакутверждениятипананоситсянатитульныелистыэксплуатационной

документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Наименование

Тип

Кол-во,

шт.

1 Трансформатор тока

ТОЛ 10-I

2 Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

3 Трансформатор напряжения

НТМИ 6-66

4 Счетчик

СЭТ-4ТМ.02М

5 Счетчик

СЭТ-4ТМ.03М

ЭКОМ-3000М

ACE III GPS

8 Сервер баз данных

Proliant ML 370R03

10 Методика поверки

МП 1782/550-2013

11 Паспорт-формуляр

СТПА.411711.У01.ФО

Таблица 4 – Комплектность АИИС КУЭ

6 Устройство сбора и передачи

данных

7 GPS-приемник сигналов точного

времени (в составе УСПД ИВКЭ)

9 ПО (комплект)

ПК "Энергосфера"

Поверка

осуществляется по документу МП 1782/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная

информационно-измерительнаякоммерческогоучётаэлектроэнергии(АИИСКУЭ)

Уренгойской ГРЭС. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в де-

кабре 2013 года.

Основные средства поверки:

для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;

Лист № 7

Всего листов 8

для трансформаторов напряжения – по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по

ГОСТ 8.216-2011;

длясчётчиков

СЭТ-4ТМ.03М,СЭТ-4ТМ.02М

-пометодикеповерки

ИЛГШ.411152.145РЭ1, утверждённой ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 14.12.2007 г.;

для УСПД - по документу «ГЦИ. Комплекс программно-технический измерительный

ЭКОМ-3000. Методика поверки ПКБМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП

«ВНИИМС» в мае 2009 г.;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками

системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена

деления 1°С.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества

электроэнергиисиспользованиемавтоматизированнойинформационно-измерительной

системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Уренгойской ГРЭС».

Свидетельство об аттестации методики измерений 018/01.00316-2011/2013 от 04.12.2013 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

Уренгойской ГРЭС

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

Основные положения.

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

технические условия.

3. ГОСТ34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6. ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности

0,2S и 0,5S.

7. ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 23. Счетчики статические реактивной энергии.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Изготовитель

ООО «СТАНДАРТ»

Юридический адрес: 603009, г. Нижний Новгород, ул. Столетова, 6

Почтовый адрес: 603146, г. Нижний Новгород, Клеверный проезд, д. 8

Телефон: (831) 461-54-67

Лист № 8

Всего листов 8

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,

метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).

Адрес: 117418 г. Москва, Нахимовский проспект, 31

Тел.: 8(495) 544-00-00, 668-27-40, (499) 129-19-11

Факс: (499) 124-99-96

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» по проведению испытаний средств из-

мерений в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 года.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииФ.В. Булыгин

М.п.

"____"_____________2014 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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