Untitled document

Приложение к свидетельству № 65815

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 220/10/6 кВ «Кроношпан»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта

электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 220/10/6 кВ «Кроношпан» (далее - АИИС КУЭ),

предназначенадляизмеренияэлектрическойэнергии,потребляемойобъектами

ООО «Кроношпан», а также регистрации и хранения параметров электропотребления,

формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка

электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут

быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с

централизованным управлением 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 (внешние пользователи) результатов измерений;

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

объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

-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-йуровень- измерительно-информационныйкомплекс (ИИК), включающий

измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S по ГОСТ 7746-01,

измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 по ГОСТ 1983-01,

многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии А1802-RAL-P4-

GB-DW-4 (ГР № 31857-11) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при

измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной

электрической энергии, указанных в таблице 2 (6 точек измерения). В виду отсутствия в

ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении

реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса

точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), выполняющий функции

измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий сервер HP

Proliant DL320e Gen8v2 (сервер БД), технические средства для организации локальной

вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, устройство синхронизации

системного времени УСВ-3 (ГР № 64242-16), устройство бесперебойного питания сервера

(UPS), коммуникационное оборудование, программное обеспечение «АльфаЦЕНТР».

Лист № 2

Всего листов 8

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными 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 преобразуют 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 через коммуникационное оборудование

поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на

жесткий диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне

системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление

электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, формирование и

хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации всем заинтересованным субъектам осуществляется в соответствии с

согласованным сторонами регламентом. Передача информации в программно-аппаратный

комплекс (ПАК) АО «АТС», с использованием электронной подписи (ЭП), осуществляется с

АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка или сервера БД.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на

основе устройства синхронизации времени УСВ-3, установленного на уровне ИВК. Устройство

синхронизации системного времени включает в себя GPS-приемник, принимающий сигналы

точного времени от спутников глобальной системы позиционирования 1 раз в час. Часы сервера

АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS-приемника, корректировка часов севера

АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS-приемника на ±1 с. Сверка

часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при

расхождении часов счетчиков с часами сервера на ±1 с выполняется их корректировка.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ на уровне ИВК установлено программное обеспечение (ПО)

«АльфаЦЕНТР», которое базируется на принципах клиент-серверной архитектуры и

обеспечивает соблюдение принципов взаимодействия открытых систем. В качестве СУБД

используетсяORACLEPersonalEdition11.Идентификационныеданные(признаки)

программного обеспечения ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПО

«АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)Значения

1 2

Наименование ПОПО "Альфа ЦЕНТР"

Идентификационное наименование ПОБиблиотека метрологических модулей

Номер версии (идентификационный номер) ПО12.1.0.0

Наименование файлаac_metrology.dll

Цифровой идентификатор ПО3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО md5

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений по Р 50.2.077-2014- средний.

Лист № 3

Всего листов 8

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на

ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-

разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений

в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки

фальсифицированногоПОиданных,считыванияизпамяти,удаленияилииных

преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Метрологические и технические характеристики

должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879

«Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской

Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на

средства измерений.

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой

величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений,

входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2.

Номер ИК

Наименование

присоединения

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

УСВ

Вид электроэнергии

JK ELK CN14

1200/1

КТ 0,2S

SU252/B98

(220:√3)/(0,1:√3)

КТ 0,2

А1802-RAL-P4-

GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

JK ELK CN14

1200/1

КТ 0,2S

SU252/B98

(220:√3)/(0,1:√3)

КТ 0,2

А1802-RAL-P4-

GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Т-1

Т-2

УСВ-3

Активная

Реактивная

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

Состав измерительного канала

JK ELK CN14

1200/1

КТ 0,2S

JK ELK CN14

1200/1

КТ 0,2S

SU252/B98

(220:√3)/(0,1:√3)

КТ 0,2

SU252/B98

(220:√3)/(0,1:√3)

КТ 0,2

567

А1802-RAL-P4-

GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

А1802-RAL-P4-

GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

ВЛ 220 кВ

Кроношпан-

Стачка (В-1-220)

ВЛ 220 кВ

Кроношпан-

Стачка (В-2-220)

ВЛ 220 кВ

Шибаново-

Кроношпан

(В-1-220)

ВЛ 220 кВ

Шибаново-

Кроношпан

(В-2-220)

JK ELK CN14

400/1

КТ 0,2S

JK ELK CN14

400/1

КТ 0,2S

SU252/B98

(220:√3)/(0,1:√3)

КТ 0,2

SU252/B98

(220:√3)/(0,1:√3)

КТ 0,2

А1802-RAL-P4-

GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

А1802-RAL-P4-

GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Лист № 4

Всего листов 8

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК (далее-ИК) при измерении

активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях (параметры сети:

напряжение (0,9-1,1) U

ном

; ток (0,01-1,2) I

ном

; 0,5 ≤ cos

≤ 1,0; допускаемая температура

окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 30 до плюс 40 °С; для

счетчиков от минус 40 до плюс 55 °С; для сервера от 10 до 40 °С) приведены в таблицах 3, 4.

Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте

расположения счетчиков электрической энергии от 10 до 30 °С.

Номер ИК

Коэффициент

мощности cos φ

Тип нагрузки

1-6

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной

электрической энергии в рабочих условиях

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении активной электрической энергии в рабочих условиях, %

100

изм

20%

изм

100%

изм

120%

123

0,5 ≤ cos φ < 0,8 инд.

45678

не норм. ±1,9 ±1,3 ±1,0 ±1,0

0,8 ≤ cos φ< 0,866 инд.

0,866 ≤ cos φ< 0,9 инд.

0,9 ≤ cos φ< 0,95 инд.

0,95 ≤ cos φ< 0,99 инд.

не норм.±1,2±0,8±0,6±0,7

не норм.±1,1±0,7±0,6±0,6

не норм.±1,0±0,7±0,6±0,6

не норм.±1,0±0,6±0,5±0,5

0,99 ≤ cos φ < 1 инд.

cos φ = 1-

0,8 ≤ cos φ < 1емк.

не норм. ±0,9 ±0,6 ±0,5 ±0,5

±1,0 ±0,9 ±0,6 ±0,5 ±0,5

не норм. ±1,2 ±0,9 ±0,7 ±0,7

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной

электроэнергии в рабочих условиях приведены в таблице 4.

Номер ИК

Коэффициент

мощности cos φ

1-6

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной

электроэнергии в рабочих условиях

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при

измерении реактивной электрической энергии

в рабочих условиях, %

100

изм

20%

изм

100%

изм

120%

34567

0,5 ≤ cos φ ≤ 0,8

0,8 < cos φ≤ 0,866

0,866 < cos φ≤ 0,9

0,9 < cos φ ≤ 0,95

0,95 < cos φ ≤ 1

не норм.

±2,0

±2,2

не норм.

±1,4

±1,6

±1,8

±2,3

не норм.

±1,2

±1,4

±1,6

±2,0

не норм.

±1,3

±1,4

±1,6

±2,0

не норм.

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении

активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02)U

ном

;

ток (0,01-1,2)I

ном

; 0,5≤cos

≤1,0; температура окружающей среды (23

С приведены

в таблицах 5, 6.

Лист № 5

Всего листов 8

Номер ИК

Коэффициент

мощности cos φ

Тип нагрузки

1-6

Таблица 5 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного

канала при измерении активной электрической энергии

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК

при измерении активной электрической энергии, %

100

изм

20%

изм

100%

изм

120%

123

0,5 ≤ cos φ < 0,8 инд.

45678

не норм. ±1,8 ±1,3 ±0,9 ±0,9

0,8 ≤ cos φ< 0,866 инд.

0,866 ≤ cos φ< 0,9 инд.

0,9 ≤ cos φ< 0,95 инд.

0,95 ≤ cos φ< 0,99 инд.

не норм.±1,1±0,8±0,6±0,6

не норм.±1,1±0,7±0,6±0,6

не норм.±1,0±0,7±0,5±0,5

не норм.±1,0±0,6±0,5±0,5

0,99 ≤ cos φ < 1 инд.

cos φ = 1-

0,8 ≤ cos φ < 1емк.

не норм. ±0,9 ±0,6 ±0,5 ±0,5

±1,0 ±0,9 ±0,6 ±0,5 ±0,5

не норм. ±1,2 ±0,9 ±0,6 ±0,6

Номер ИК

Коэффициент

мощности cos φ

1-6

Таблица 6 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении

реактивной электрической энергии

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК

при измерении реактивной электрической энергии, %

100

изм

20%

изм

100%

изм

120%

34567

0,5 ≤ cos φ ≤ 0,8

0,8 < cos φ≤ 0,866

0,866 < cos φ≤ 0,9

0,9 < cos φ ≤ 0,95

0,95 < cos φ ≤ 1

не норм.

±1,8

±2,1

не норм.

±1,1

±1,3

±1,5

±2,1

не норм.

±1,0

±1,1

±1,3

±1,7

не норм.

±1,0

±1,1

±1,3

±1,7

не норм.

Надежность применяемых в системе компонентов:

электросчётчик А1802-RAL-P4-GB-DW-4

- среднее время наработки на отказ не менее Т

ср

= 140 000 часов;

- средний срок службы-30 лет.

трансформатор тока (напряжения)

- среднее время наработки на отказ не менее Т

ср

= 400 000 часов;

- среднее время восстановления работоспособности не более t

= 2 часа.

сервер

- среднее время наработки на отказ не менее Т

ср

= 15843 ч;

- среднее время восстановления работоспособности не более t

= 1 час.

Надежность системных решений:

- резервирование питания с помощью устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться

в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты

и сотовой связи.

Регистрация событий:

в журнале счётчика:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени.

Лист № 6

Всего листов 8

в журнале ИВК:

- параметрирование;

- попытка не санкционируемого доступа;

- коррекция времени.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера.

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

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

установка пароля на счётчик;

- установка пароля на сервер.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные

каналы и на комплектующие средства.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 7.

Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента системы

Количество

Регистрационный

номер в

Информационном

фонде

31857-11

6 шт.

41961-09

63512-16

64242-16

Счетчик электрической энергии многофункциональный

А1802-RAL-P4-GB-DW-4, КТ 0,2S/0,5

Трансформатор тока JK ELK CN14, КТ 0,2S

Трансформатор напряжения SU252/B98, КТ 0,2

Устройство синхронизации системного времени УСВ-3

Сервер БД HP Proliant DL320e Gen8v2

ПО «АльфаЦЕНТР»

18 шт.

6 шт.

1 шт.

Наименование документации

Методика поверки МП 4222-11-7705939064-2017 1 экз. 1 экз.

Формуляр ФО 4222-11-7705939064-2017 1 экз. 1 экз.

Лист № 7

Всего листов 8

Поверка

осуществляется по документу МП4222-11-7705939064-2017 «Система автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ)

ПС 220/10/6 кВ «Кроношпан». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ»

21 февраля 2017 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные А1802 в

соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

А1800 Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в

2011 г; - устройство синхронизации времени УСВ-3 в соответствии с документом «Устройство

синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000 МП», утвержденным

ФГУП «ВНИИФТРИ» 10.08.2012 г;

- радиочасы МИР РЧ-01, (регистрационный номер в Информационном фонде 27008-04);

- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Информационном фонде 33750-12).

Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие

определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с

приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка

проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию

свидетельства о поверке».

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием

системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической

энергии (АИИС КУЭ) ПС 220/10/6 кВ «Кроношпан» - МВИ 4222-11-7705939064-2017.

Методика (метод) аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство

об аттестации № №179/RA.RU 311290/2015/2017 от 07 февраля 2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ)

ПС 220/10/6 кВ «Кроношпан»

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

технические условия

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

Основные положения

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. 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 «Электроконтроль»

(ООО «Электроконтроль»)

ИНН 7705939064

Адрес: 117449, г. Москва, ул. Карьер, д. 2, стр. 9

Телефон (факс): (495) 647-88-18

E-mail:

info.elkontrol@gmail.com