Untitled document

Приложение к свидетельству № 60932

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1 Trial

листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10 кВ ООО

«Континентал Калуга»

Назначение средства измерений

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческогоtrial

электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга»

(далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии,

потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами,

сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут

быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с

централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

измерение 30-минутных приращений активной 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);

автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных,

отвечающейтребованиюповышеннойзащищенностиотпотериинформации

(резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие

места (АРМы);

предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов

и средств измерений со стороны сервера организаций–участников оптового рынка

электроэнергии;

обеспечениезащитыоборудования,программногообеспеченияиданныхот

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 системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

1-ый уровень системы - информационно-измерительный комплекс (ИИК) состоит из

измерительных трансформаторов тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 7746–2001,

измерительных трансформаторов напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-2001,

многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03 класса точности (КТ)

0,5S/1 в ГР № 36697-12 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по

ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии по каждому присоединению

(измерительному каналу), указанных в таблице 2 (2 точки измерения).

2-ой уровень–информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) состоит

из сетевого индустриального контроллера «Сикон С 70» в ГР № 28822-05, технических средств

приема-передачи данных, каналов связи для обеспечения информационного взаимодействия

между уровнями системы.

3-ий уровень -

базы данных HP

информационно - вычислительный комплекс (ИВК) состоит из сервера

Proliant BL460 Gen8, с установленным ПО «Пирамида 2000», устройства

Лист № 2

Всего листов 9

синхронизации времени УСВ-2 (ГР№41681-10), принимающего сигналы точного времени от

спутниковглобальныйсистемыпозиционированияGPS,коммуникаторов,

автоматизированногорабочегоместа (АРМ),атакже совокупностиаппаратных,

каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних

уровней, ее обработку и хранение.

Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными

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

поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В

счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По

мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика

вычисляются мгновенные значения активной и полной 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, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая

мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения

30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-

передачи данных поступает на входы сетевого индустриального контроллера (далее–УСПД),

где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача

накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение

информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной

информации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей

информации, оформление справочных и отчетных документов.

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

в себя устройство синхронизации времени УСВ-2, принимающий сигналы точного времени от

спутников глобальных систем позиционирования GPS и Глонасс. Измерение времени

АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами

устройств, входящих в систему. Синхронизация времени УСПД от УСВ-2 происходит

ежесекундно. Коррекция осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ-2 на

величину более чем ±1 с.Синхронизация времени сервера БД от часов УСПД происходит

каждые 30 минут. Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и

сервера БД на величину более чем ±1 с.Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД один

раз в сутки, при расхождении времени более ±2 с УСПД производит корректировку времени в

счетчиках.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Передачаинформацииворганизации–участникамоптовогоирозничногорынков

электроэнергии осуществляется с сервера по основному и резервному каналам связи.

Программное обеспечение

В системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета

электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга»

установлено программное обеспечение (ПО)-«Пирамида 2000». (Версия 30.01/2014/C-5)

Идентификационные данные (признаки) приведены в таблице 1.

Лист № 3

Всего листов 9

ParseModbus.dll

Таблица 1

Идентификационные данные (признаки)

Значения

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Модуль вычисления значений энергии и

мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Наименование ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Модуль расчета небаланса

энергии/мощности

CalcLeakage.dll

b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f

Модуль вычисления значений энергии

потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac

Общий модуль, содержащий функции,

используемые при вычислениях различных

значений и проверке точности вычислений

Metrology.dll

52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83

Модуль обработки значений

физических величин, передаваемых в

бинарном протоколе

ParseBin.dll

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Модуль обработки значений

физических величин, передаваемых по

протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Модуль обработки значений физических

величин, передаваемых по протоколу

Modbus

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48

Лист № 4

Всего листов 9

MD5

Продолжение таблицы 1

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Наименование ПО

Модуль обработки значений физических

величин, передаваемых по протоколу

Пирамида

ParsePiramida.dll

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

Модуль формирования расчетных схем и

контроля целостности данных нормативно-

справочной информации

SynchroNSI.dll

1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75

Модуль расчета величины рассинхрониза-

ции и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений по Р 50.2.077-2014–высокий.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО

АИИС КУЭ и измерительную информацию.

Наметрологическиехарактеристикимодулявычисленийоказываютвлияние

пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений

считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую

мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения

доступа - паролем и опломбированием cервера.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты

(разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие

возможностьнесанкционированноймодификации,загрузки(втомчислезагрузки

фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных

преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его

действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.

Метрологические и технические характеристики

Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием

непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов

точности средств измерений представлен в таблице 2.

Лист № 5

Всего листов 9

Наименова-

ние

присоедине-

ния

Трансфор-

матор тока

электроэнергии

ввод № 1 от

фидера 4

ПС-19

"Восток"

ТОЛ 10-1-8

2000/5

КТ 0,5S

ЗНОЛ.06-10УЗ

10000:√3/100:√3

КТ 0,5

ТОЛ 10-1-8

2000/5

КТ 0,5S

ЗНОЛ.06-10УЗ

10000:√3/100:√3

КТ 0,5

Таблица 2

Состав измерительного канала

Номер канала

ТрансформаторСчетчик

напряжения

УСПД

Вид

Пределы допускаемой

основной относительной

погрешности ИК,±(%)

Пределы

допускаемой

относительной

погрешности ИК в рабочих

условиях ,±(%)

123456 789

ввод № 2 от

фидера 5

ПС-19

"Восток"

Сикон С 70

СЭТ-1,33,0

4ТМ.02М.032,15,1

КТ 0,5S / 1,0

СЭТ-

1,3 3,0

4ТМ.02М.03 2,1 5,1

КТ 0,5S / 1,0

Примечания:

1. А - активная электрическая энергия. Р - реактивная электрическая энергия .

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

(получасовая);

3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95;

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98

1,02) U

НОМ

, ток (0,01

1,2) I

НОМ

, cos

= 0,9 инд.; температура

окружающей среды (20

С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9

1,1) U

НОМ

, ток (0,01

1,2) I

НОМ

, cos

от 0,5 инд до 0,8 емк;

допускаемая температура окружающей среды для: измерительных трансформаторов от минус

40°С до + 70°С, многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М от

минус 40 до + 60 °С , УСПД «Сикон С70» от минус10 °С до + 50 °С, сервера от +10 С до + 25 С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана при I=0,05 Iном, cos

= 0,8 инд и температуры

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии + 10 °С до + 25 °С.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001;

счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения

активнойэлектроэнергиииГОСТ31819.23-2012врежимеизмеренияреактивной

электроэнергии.

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной)

электроэнергии приведены в таблице 3.

Лист № 6

Всего листов 9

Таблица 3

Номера Значение

каналовcos φ

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении

активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в

процентах от номинального первичного тока ТТ), %

(1)2≤ Iраб <55≤ Iраб <2020≤ Iраб <100100≤ Iраб <120

АР АР АР АР

0,5±5,6±3,4±3,2±2,7

1-2

0,8±3,0±5,1±1,9±3,5

1±2,0Не норм±1,3Не норм

±2,4 ±2,5 ±2,4 ±2,5

±1,5 ±3,0 ±1,5 ±3,0

±1,1Не норм±1,1Не норм

Надежность применяемых в системе компонентов:

Многофункциональный счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03

-среднее время наработки на отказ не менее Тср =140000 часов,

-средний срок службы – не менее 30 лет,

Сервер

среднее время наработки на отказ не менее Тср = 125000 ч,

среднее время восстановления работоспособности не более tв = 0,5 ч;

Трансформатор тока (напряжения):

- среднее время наработки на отказ не менее Т

ср

= 400 000 ч,

- среднее время восстановления работоспособности не более t

= 2 ч;

УСПД «Сикон С 70»:

- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =70 000ч,

- cредний срок службы, -12 лет;

УСВ-2:

- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =35 000ч,

- cредний срок службы, -15 лет;

Надежность системных решений:

резервирование питания контроллера с помощью источника бесперебойного питания и

устройства АВР;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в

организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.

Регистрация событий:

в журнале счётчика:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени;

в журнале УСПД:

параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

-УСПД;

- сервера;

Лист № 7 Trial

листов 9

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счётчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер;

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация наИК АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Гос.реестр СИ

Таблица 4

Наименование компонента системы

Многофункциональные счетчики электрической

энергии СЭТ-4ТМ.02М.03, КТ 0,5S/1,0

36697-12

Количество (шт.)

15128-07

3344-08

Трансформатор тока ТОЛ 10-1-8 , КТ 0,5S

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10УЗ, КТ 0,5

УСПД СИКОН С70

УСВ-2

Основной сервер: HP Proliant BL460 Gen8

АРМ (автоматизированное рабочее место)

28822-05

41681-10

Документация

Методика поверки МП 4222-05-7714348389-2015

Формуляр ФО 4222-05-7714348389-2015

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-05-7714348389-2015 «Система

автоматизированная информационно-измерительная коммерческогоучета электрической

энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга». Методика

поверки», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 21.10.2015 г.

Результаты поверки удостоверяются свидетельством о поверке, которое заверяется

подписью поверителя и знаком поверки в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

- средства поверки многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03 в

соответствиисдокументом«Счетчикиэлектрическойэнергиимногофункциональные

СЭТ – 4ТМ.02М, СЭТ – 4ТМ.03М». Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

- средства поверки устройства синхронизации времени УСВ-2 в соответствии с документом

«Инструкция. Устройства синхронизации системного времени УСВ-2. Методика поверки.

ВЛСТ.237.00.000 И1», утвержденная руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.

Лист № 8

Всего листов 9

- средства поверки контроллера сетевого индустриального Сикон С70 в соответствии с

документом «Контроллеры сетевые индустриальные «Сикон С70». Методика поверки

ВЛСТ.220.00.000И1», утвержденная ВНИИМС в 2005г. контроллеры Сикон С120 в соответствии

с методикой поверки ВЛСТ 520.00.000 И1. Методика поверки, утвержденной ФГУП

«ВНИИМС» в 2009 году.

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы G1oba1

Positioning System (GРS), ПГ ±1 мкс;

-мультиметр «Ресурс-ПЭ-5». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла

фазового сдвига между напряжениями ±0,1 º. Пределы допускаемой относительной погрешности

измерения напряжения в диапазоне (15–300) В ПГ± 0,2 %; в диапазоне (15-150) мВ, ПГ±2,0 %.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: в диапазоне (0,05 - 0,25) А,

ПГ ± 1,0 %; (0,25-7,5) А, ПГ ± 0,3 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений

частоты ± 0,02 Гц

Сведения о методиках (методах) измерений

Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-

измерительной коммерческого учёта электрической энергии по вводам № 11002 и 21002

ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга» приведены в документе-«Методика (метод) измерений

электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-

измерительной коммерческого учёта электрической энергии по вводам № 11002 и 21002

ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга». Методика аттестована ЗАО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»

в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 82-01.00203-2015 от

16.10.2015.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии по вводам

№ 11002 и 21002 ЦРП-10 кВ ООО «Континентал Калуга»

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

технические условия.

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

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

ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

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

точности 0,2 S и 0,5 S.

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного

тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

(IЕС 62053-23:2003, MOD)

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»

(ООО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ»)

ИНН 7714348389

г. Москва. Адрес почтовый (юридический): 125040, г. Москва, ул. Ямского поля 3-я, д.2, к. 12

Е-mail:

info@energometrologia.ru