Untitled document

Приложение к свидетельству № 62864

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Афипский НПЗ»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Афипский НПЗ» (далее – АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора,

обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации

заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,трехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

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

трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной

электрическойэнергииврежимеизмеренийактивнойэлектрическойэнергиипо

ГОСТ Р 52323-2005,и в режиме измерений реактивной электрическойэнергиипо

ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи

данных.Метрологические и техническиехарактеристики измерительныхкомпонентов

АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325L (далее – УСПД), устройство

синхронизации системного времени УССВ-2 и каналообразующую аппаратуру.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер

баз данных (далее – сервер БД), автоматизированное рабочее место, каналообразующую

аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и

разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в

аналоговые унифицированные сигналы, 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения

30 мин.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные

коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений

передаются в целых числах кВт·ч.

Лист № 2

Всего листов 8

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает в преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet, и далее по каналу связи сети Ethernet

– на входы УСПД, где происходит накопление, хранение и передача полученных данных на

верхний уровень системы посредством Ethernet-коммутатора по каналу связи сети Ethernet.

На верхнем – третьем уровне системы – осуществляется дальнейшая обработка

измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение в базе данных АИ-ИС

КУЭ, оформление отчетных документов.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал

ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу

связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с

приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния

средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к

Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов

оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает

уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного

времени УССВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам

проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.

Сравнение показаний часов УСПД с УССВ-2 осуществляется 1 раз в 15 минут, коррек-

тировка часов УСПД производится при расхождении с УССВ-2 на величину более ±2 с.

Часы сервера БД синхронизированы с часами УСПД, сравнение показаний часов сервера

с часами УСПД осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов сервера выполняется ав-

томатически при расхождении с часами УСПД на величину более ±2 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса

связи (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении пока-

заний часов счётчика и часов УСПД на величину более ±1 с. Передача информации от счётчиков

электрической энергии до УСПД, от УСПД до сервера БД реализована с помощью каналов связи,

задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера БД отражают: время (дата,

часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.

ПО

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы,

указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в

соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование

данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные признакиЗначение

Идентификационное наименование ПОac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО 15.07.03

Цифровой идентификатор ПО3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в

соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 8

Измерительные компоненты

A1802RALXQV-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 01294350

A1802RALXQV-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 01294348

A1802RALXQV-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 01294349

RTU-325L

Зав. №

009711

Метрологические и технические характеристики

Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Счетчик

электро-

НомерНаименование

Вид

ИК точки измерений

ТТ ТН электрической УСПД энергии

энергии

Метрологические характери-

стики ИК*

Пределы до- Пределы до-

пускаемой ос- пускаемой от-

новной отно- носительной

сительной по- погрешности в

грешности,рабочих усло-

(±δ) % виях, (±δ) %

789

Афипская —

Афипский НПЗ

1000/1

Кл.т. 0,2

активная0,61,4

реактивная1,12,5

активная0,61,4

реактивная1,12,5

рилловская —

Афипский НПЗ

1000/1

Кл.т. 0,2

ПС-220/110/10 кВ

AMT 245/1

«Афипский НПЗ»

ВЛ-220 кВ

Зав. № 15/145 312

Зав. № 15/145 313

Зав. № 15/145 314

ПС-220/110/10 кВAMT 245/1

«Афипский НПЗ» 1000/1

ВЛ-220 кВ Крас-Кл.т. 0,2

нодарская ТЭЦ Зав. № 15/145 306

— Афипский Зав. № 15/145 307

НПЗ Зав. № 15/145 308

ПС-220/110/10 кВ

AMT 245/1

«Афипский НПЗ»

ВЛ-220 кВ Ки-

Зав. № 15/145 315

Зав. № 15/145 316

Зав. № 15/145 317

SU 245/S

220000:√3/100:√3

Кл.т. 0,2

Зав. № 15/145 342

Зав. № 15/145 343

Зав. № 15/145 344

SU 245/S

220000:√3/100:√3

Кл.т. 0,2

Зав. № 15/146 630

Зав. № 15/146 631

Зав. № 15/146 632

SU 245/S

220000:√3/100:√3

Кл.т. 0,2

Зав. № 15/146 633

Зав. № 15/146 634

Зав. № 15/146 635

активная0,61,4

реактивная1,12,5

Лист № 4

Всего листов 8

A1802RALXQV-

P4GB-DW-4

Кл.т. 0,2S/0,5

Зав. № 01294347

RTU-325L

Зав. №

009711

Продолжение таблицы 2

123

789

РРП 220 кВ

Кл.т. 0,2

AMT 245/1

ПС-220/110/10 кВ

1000/1

4«Афипский НПЗ»

Зав. № 15/145 339

Зав. № 15/145 340

Зав. № 15/145 341

SU 245/S

220000:√3/100:√3

Кл.т. 0,2

Зав. № 15/146 630

Зав. № 15/146 631

Зав. № 15/146 632

SU 245/S

220000:√3/100:√3

Кл.т. 0,2

Зав. № 15/146 633

Зав. № 15/146 634

Зав. № 15/146 635

активная0,61,4

реактивная1,12,5

Лист № 5

Всего листов 8

*Примечания:

1В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой

относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной

электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

параметры сети: напряжение (0,95–1,05)Uн; ток (1,0–1,2)Iн; cos

=0,9инд.; частота

(50±0,2) Гц;

температура окружающей среды: (20±5) °С.

4Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9–1,1)Uн

; диапазон

силы первичного тока (0,05–1,2)Iн

; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0 (0,5–0,87);

частота (50±0,2) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9–1,1)Uн

; диапазон

силы вторичного тока (0,01–1,2)Iн

; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5–1,0

(0,5–0,87); частота (50±0,2) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 65 °С;

относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 55 °С;

относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 30 °С;

атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

5Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % I

ном

cos

=0,8инд и

температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до

плюс 40 °С.

6Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с

такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается

замена УСПД и УССВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в

установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим

описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в

Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

счётчик Альфа А1800 – среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

RTU-325L – среднее время наработки на отказ не менее Т=100000 ч, среднее

время восстановления работоспособности tв=24 ч;

УССВ-2 – среднее время наработки на отказ не менее Т=74500 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=2 ч;

сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв=1 ч.

Лист № 6

Всего листов 8

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника

бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может

передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной

почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

журнал счётчика:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике.

журнал УСПД:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и УСПД;

пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

защитанапрограммномуровнеинформацииприхранении,передаче,

параметрировании:

счетчика электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух на-

правлениях не менее 180 суток; при отключении питания – не менее 5 лет;

RTU-325L – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее

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

сервер – хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее

3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским

способом.

Лист № 7

Всего листов 8

понешт.

гофункциональные

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на

комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента

ом

п н

та

№ Госреестра

оличество,

Трансформаторы тока AMT 245/1 37101-1412

Трансформаторы напряжения SU 245/S 37115-14 9

Счетчики электрической энергии трехфазные мно-

Ал

фа А1800 31857-11 4

Gen8

Устройства сбора и передачи данныхRTU-325L37288-081

Устройства синхронизации системного времени УССВ-254074-131

Сервер

HP DL380p

—1

070.ПФ

Методика поверки — — 1

Паспорт-формуляр

ЦЭДК.411711.

— 1

Поверка

осуществляется по документу МП 64476-16 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/10 кВ «Афипский

НПЗ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» в мае

2016 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Документы на поверку измерительных компонентов:

ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

счетчик Альфа А1800 – в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП

«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика

поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;

RTU-325L – в соответствии с документом ДЯИМ.466.453.005МП «Устройства

сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки», утвержденным

ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

УССВ-2 – в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП)

«Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным

руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы

Global PositioningSystem (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со

счетчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20

до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до

100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методиках (методах) измерений

Метод измерений изложен в документе ЦЭДК.411711.070.И3 «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПС 220/110/10 кВ «Афипский

НПЗ». Руководство пользователя».

Лист № 8

Всего листов 8

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

технические условия.

ГОСТ 34.601-90Информационнаятехнология.Комплексстандартовна

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

ГОСТ Р 8.596-2002ГСИ.Метрологическоеобеспечениеизмерительныхсистем.

Основные положения.

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Центрэнерго» (ООО «Центрэнерго»)

Адрес: 123022, г. Москва, ул. Рочдельская, д.15, стр.15

ИНН 7703728269

Тел./факс (495) 641-81-05

Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью «Альфа-Энерго» (ООО «Альфа-Энерго»)

Адрес: 119435, г. Москва, Большой Саввинский пер, д. 16, пом. 1

Тел.: (499) 917-03-54

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации,

метрологии и испытаний в Курской области» (ФБУ «Курский ЦСМ»)

Адрес: 305029, г. Курск, Южный пер., д. 6а

Тел./факс: (4712) 53-67-74

E-mail:

kcsms@sovtest.ru

Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» по проведению испытаний средств изме-

рений в целях утверждения типа № 30048-11 от 15.08.2011 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологии_____________С.С. Голубев

«____»_____________2016 г.

М.п.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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