Untitled document

Приложение к свидетельству № 57592

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославских ТЭЦ в части дополнительных

точек измерения (фид. №№ 23, 32 Ярославской ТЭЦ-1 и фид. № 665-3

Ярославской ТЭЦ-2)

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) Ярославских ТЭЦ в части дополнительных точек измерения (фид.

№№ 23, 32 Ярославской ТЭЦ-1 и фид. № 665-3 Ярославской ТЭЦ-2) (далее по тексту – АИИС

КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки,

хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согла-

сованного регламента.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную

систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (далее по тексту – ИИК) АИИС КУЭ состоят из

трех уровней:

1-й уровень – измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН),

измерительные трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ), многофункциональные счетчики

активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч. и/или счетчики) и

вторичные измерительные цепи;

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее

ИВКЭ) который включает в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325

(Госреестр № 37288-08), устройство синхронизации системного времени (УССВ) 35-HVS,

техническиесредстваприема-передачиданных,каналысвязи,дляобеспечения

информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту – ИВК),

который включает в себя сервер сбора и хранения баз данных (далее по тексту – сервер),

автоматизированные рабочие места администратора и оператора (далее по тексту – АРМ),

технические средства приема-передачи данных, технические средства для организации

локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические

средства обеспечения питания технологического оборудования, а также совокупность

аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с

нижних уровней, ее обработку и хранение.

В качестве сервера используется компьютер на базе серверной платформы HP ProLiant

ML370R G4 с установленным программным обеспечением «АльфаЦЕНТР»;

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- выполнение измерений 30-мин. приращений активной и реактивной электроэнергии, ха-

рактеризующих оборот товарной продукции;

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

единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной

дискретностью учета (30 мин.);

- хранение данных об измеренных величинах в стандартной базе данных в течение 3,5 лет;

- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в

отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

- передача результатов измерений заинтересованным сторонам;

Лист № 2

Всего листов 8

- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии

объектов и средств измерений по запросу со стороны программно-аппаратного комплекса Ком-

мерческого оператора (ПАК КО);

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

нированного доступа на физическом и программном уровне;

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств

АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ).

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на из-

мерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых

сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического

тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные

значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов

времени 30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные ком-

мерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений переда-

ются в целых числах кВт∙ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-

передачи данных поступает на входы УСПД уровня ИВКЭ, где производится обработка изме-

рительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение ре-

зультатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ.

СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, об-

работку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формиро-

вание, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу

информации в ПАК КО ОАО «АТС», и другим заинтересованным организациям в рамках со-

гласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет

законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характери-

стики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства из-

мерений используется единое календарное время.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхрониза-

ции шкалы времени в системе в состав ИВКЭ входит устройство синхронизации времени

(УСВ) на основе приемника GPS типа 35-HVS. СОЕВ обеспечивает автоматическую синхрони-

зацию часов УСПД, при превышении порога ± 2 с происходит коррекция часов УСПД. Часы

сервера синхронизируются при каждом сеансе связи сервер - УСПД, коррекция проводится при

расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ± 2 с. Часы счетчиков синхро-

низируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков

проводится при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ± 2 с. Взаимодействие ме-

жду уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP, задержками в линиях связи пре-

небрегаем ввиду малости значений. Основная среднесуточная погрешность счетчиков по вре-

мени согласно описанию типа ± 0,5 с, а с учетом температурной составляющей – ± 1,5 с.

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

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения входит:

операционная система MS Windows Server 2003;

система управления базами данных MS Windows SQL Server;

программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»;

MD5

Лист № 3

Всего листов 8

Алгоритм

вычисления

цифрового

идентифи-

катора про-

граммного

обеспечения

Состав программного обеспечения «АльфаЦЕНТР» приведён в таблице 1.

Таблица

Номер вер-Цифровой иден-

Идентификаци-сии (иден- тификатор про-

Идентификационное наимено- онное наимено- тификаци- граммного обес-

вание программного обеспе- вание файла онный но- печения (кон-

ченияпрограммногомер) про-трольная сумма

обеспечения граммного исполняемого ко-

обеспеченияда)

123 4

3e736b7f3808

ПО «АльфаЦЕНТР»

Версия 12.0163f44cc8e6f7

ас_metrology.dll

bd211c54

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерения электро-

энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, посту-

пающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной

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

измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчи-

ков и измерительных трансформаторов.

ПО "АльфаЦЕНТР" не влияет на метрологические характеристики системы автоматизи-

рованной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ).

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и пред-

намеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

№ ИИК

Трансформатор

напряжения

Вид

электро-

энергии

Ярославская

ТЭЦ-1

РУ-6 кВ

фид 23

НОЛ.08

кл.т 0,5

Ктн = 6000/100

Зав. № 109; 506; 11326;

11583; 11375; 11820

Госреестр № 3345-72

EA05RL-B-4

кл.т 0,5S/1

Зав. №

01135032

Госреестр №

16666-97

Ярославская

ТЭЦ-1

РУ-6 кВ

фид 32

НОМ-6-77

кл.т 0,5

Ктн = 6000/100

Зав. № 1211; 1250; 1253;

1239

Госреестр № 17158-98

EA05RL-B-4

кл.т 0,5S/1

Зав. №

01135023

Госреестр №

16666-97

RTU325

Госреестр №37288-08 Зав. № 1564

HP Proliant ML370R G4

Таблица 2

Состав ИИК

объекта

Наименование

Трансформатор

тока

УСПД

Счётчик

Сер-

электриче-

вер

ской энергии

ТПОЛ-10

кл.т 0,5S

Ктт = 400/5

Зав. № 1595;

1615

Госреестр №

1261-59

Активная,

Реактивная

ТПФМ-10

кл.т 0,5S

Ктт = 400/5

Зав. № 94181

94087;

Госреестр №

814-53

Активная,

Реактивная

EA05RL-B-4

кл.т 0,5S/1

Зав. №

01135101

Госреестр №

16666-97

Лист № 4

Всего листов 8

ТЭЦ-2

кл.т 0,2S

Зав.№ 14-26771

Госреестр №

Ктн: 6000/100

ТЛО-10

НТМИ-6-65

Ярославская

Ктт = 600/5

Кл. т. 0,5

РУ-6 кВ фид

Зав.№ 14-26770;

Зав.№:1707; 5075; 4997;

665-3

3658; 3875; 304

25433-11

срее

стр

№

831-53

RTU325

Госр №37288-08

Зав. № 1563

Активная,

Реактивная

Номер ИКcos φ

1 - 2

Таблица 3

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электриче-

ской энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (

), %

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2)

изм

< I

5 %

изм

20 %

изм

100%

100 %

изм

120%

1,0± 2,6± 1,7± 1,6± 1,6

1 - 20,9 ± 3,0± 2,0± 1,7± 1,7

0,8± 3,5± 2,3± 1,9± 1,9

(Сч. 0,5S; ТТ0,7± 4,1± 2,7± 2,1± 2,1

0,5S; ТН 0,5)0,5± 5,9± 3,7± 2,8± 2,8

1,0± 2,0± 1,5± 1,5± 1,5

30,9± 2,1± 1,6± 1,5± 1,5

0,8± 2,2± 1,7± 1,6± 1,6

(Сч. 0,5S; ТТ0,7 ± 2,4 ± 1,9 ± 1,7± 1,7

0,2S; ТН 0,5)0,5 ± 2,9 ± 2,4 ± 2,0± 2,0

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электриче-

ской энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (

), %

1(2)%

5 %

20 %

100 %

1(2)

изм

< I

5 %

изм

20 %

изм

100%

100 %

изм

120%

0,9 ± 14,5 ± 5,5 ± 3,7 ± 3,5

0,8 ± 10,9 ± 4,4 ± 3,1 ± 2,9

(Сч. 1,0; ТТ 0,5S; 0,7 ± 9,4 ± 3,9 ± 2,8 ± 2,8

ТН 0,5) 0,5 ± 8,0 ± 3,5 ± 2,6 ± 2,6

0,9 ± 13,3 ± 4,7 ± 3,1 ± 2,9

0,8 ± 10,2 ± 3,9 ± 2,8 ± 2,6

(Сч. 1,0; ТТ 0,2S; 0,7 ± 8,9 ± 3,6 ± 2,6 ± 2,6

ТН 0,5)

0,5 ± 7,7 ± 3,3 ± 2,5 ± 2,5

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

Примечания:

1 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии

и средней мощности (30 мин.).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, со-

ответствующие 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 плюс 15 до плюс 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;

температура окружающей среды:

Лист № 5

Всего листов 8

для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 25

С;

для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по

ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии многофункциональных EA05RL-B-4 по

ГОСТ Р 52323-2005 (ГОСТ 30206-94)в режиме измерения активной электроэнергии и

ГОСТ 52425-2005 (ГОСТ 26035-83) в режиме измерения реактивной электроэнергии.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электрической

энергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими харак-

теристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов сис-

темы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объ-

екте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъ-

емлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счетчиков электрической энергии многофункциональных EA05RL-B-4 – среднее время

наработки на отказ не менее 80000 часов;

УСПД RTU325-E1-256– среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

УСВ-2 – не менее 40 000 часов.

сервер - среднее время наработки на отказ не менее 23612часов.

Среднее время восстановления (Тв), при выходе из строя оборудования:

для счетчика Тв ≤ 2 часов;

для УСПД Тв ≤ 1 час;

для сервера Тв ≤ 1 часов.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного дос-

тупа:

клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для

пломбирования;

панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механически-

ми пломбами;

наличие защиты на программном уровне – возможность установки многоуровневых па-

ролей на счетчиках, УСПД, сервере;

организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентифи-

кацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

фактов параметрирования счетчика;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции шкалы времени счетчике.

аличие фиксации в журнале событий УСПД следующих событий:

фактов параметрирования;

фактов пропадания напряжения;

фактов коррекции шкалы времени в счетчике и УСПД.

Возможность коррекции шкалы времени в:

счетчиках (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

Лист № 6

Всего листов 8

сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчики электрической энергии многофункциональные EA05RL-B-4– профиль мощно-

сти при времени интегрирования 30 мин. – 67 суток;

УСПД RTU325-E1-256 – график приращений энергии за интервал 30 мин. – 45 суток,

при отключении питания – не менее 3 лет;

ИВК – хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений –

не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист паспорта-формуляра типограф-

ским способом.

Комплектность средства измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

EA05RL-B-4

Тип

ТПФМ-10

ТПОЛ-10

ТЛО-10

НОЛ.08

НОМ-6-77

НТМИ-6

Количество, шт.

Таблица 4

Наименование

Трансформатор тока (Госреестр 814-53)

Трансформатор тока (Госреестр 1261-59)

Трансформатор тока (Госреестр 25433-11)

Трансформатор напряжения (3345-72)

Трансформатор напряжения (17158-98)

Трансформатор напряжения (831-53)

Счётчик электрической энергии многофунк-

циональные (Госреестр 16666-97)

УСПД (Госреестр № 37288-08)

Устройство синхронизации времени

Сервер

Программное обеспечение

Паспорт-Формуляр

Методика поверки

RTU325-E1-256-M3-B4

35-HVS

HP ProLiant ML370R G4

АльфаЦЕНТР

ПКФР.411711.002.ФО

МП 1976/550-2014

Поверка

осуществляется по документу МП 1976/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная инфор-

мационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ярославских ТЭЦ

в части дополнительных точек измерения (фид. №№ 23, 32 Ярославской ТЭЦ-1 и фид. № 665-3

Ярославской ТЭЦ-2). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва»

12 ноября 2014 года.

Лист № 7

Всего листов 8

Основные средства поверки:

для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003;

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

ГОСТ 8.216-2011;

для счётчиков электрической энергии многофункциональных ЕвроАльфа– в соответст-

вии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные "ЕвроАЛЬФА".

Методика поверки» ДЯИМ.411152.018 МП;

для УСПД RTU-325 – по документу «Устройства сбора и передача данных RTU-325 и

RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005МП» утвержденному ГСИ СИ ФГУП

«ВНИИМС» в 2008г.;

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.

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: ««Методика (методы) измерений количе-

ства электрической энергии с использованием систем автоматизированных информационно-

измерительных коммерческого учета электроэнергии ГУ ОАО «ТГК-2» по ЯО» с изменением

№ 1, 2, 3. Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 993/446-01.00229-2012

от 29.03.2012 года.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

новные положения.

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

нические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ванные 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. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспе-

чения единства измерений

Осуществление торговли.

Изготовитель

Главное управление ГУ ОАО «Территориальная генерирующая компания №2» по Верхне-

волжскому региону

(ГУ ОАО «ТГК-2» по ВВР), г. Ярославль

Адрес: 150040, г. Ярославль, пр. Октября, 42

Телефон: (4852) 58-61-02