Untitled document

Приложение к свидетельству № 67761

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 8

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала

«Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема

«Урал» ОАО «Фортум» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной

и реактивной электроэнергии за установленные интервалы времени, автоматизированного

сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизи-

рованную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения,

которая состоит из 3 измерительных каналов (ИК). АИИС КУЭ установлена на Аргаяшской

ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум», территориально расположенной возле

п. Новогорный г. Озёрска Челябинской области.

ИК АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

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

трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, трансформаторы напряжения (ТН) класса

точности 0,2, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S в части

активной электроэнергии, класса точности 0,5 в части реактивной электроэнергии, вторичные

измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень - комплекс информационно-вычислительный (ИВК), включает в себя

сервер опроса и баз данных (БД), источник бесперебойного питания, автоматизированные

рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера», технические

средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства

обеспечения электропитания.

Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными

трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня силы тока и напряжения, 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 1 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 1 с мощности,

вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее

значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Программный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ, установленный в серверной

Аргаяшской ТЭЦ, по запросу и/или автоматически с периодичностью 1 раз в 30 минут

производит опрос счетчиков электрической энергии. Передача информации со счетчиков

осуществляется по линиям связи RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс Ethernet

технологической ЛВС Аргаяшской ТЭЦ. Полученная информация записывается в память

сервер опроса, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом

коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление

и передача накопленных данных с записью на жесткий диск сервера БД ИВК АИИС КУЭ,

а также отображение информации по подключенным к серверу опроса устройствам.

Лист № 2

Всего листов 8

При выходе из строя линий связи предусмотрен ручной сбор измерительной информации

с оптопортов счетчиков с использованием инженерного пульта (ноутбука) с оптическим

преобразователем и программным обеспечением для работы со счётчиками системы,

с последующим переносом этой информации в базу данных сервера.

На 2-ом уровне системы выполняется обработка измерительной информации, получаемой

с электроустановок Аргаяшской ТЭЦ, в частности резервное копирование, формирование и

хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов,

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, хранящихся в базе

данных сервера ИВК, со стороны ПАК АО «АТС». Один раз в сутки на сервере ИВК АИИС

КУЭ автоматически формируется файл отчета с результатами измерений в формате XML

Передача коммерческой информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС»,

АО «СО ЕЭС» и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии и мощности

осуществляется в ручном режиме в виде электронного документа XML форматов (80020, 80040,

80050, 51070) с подтверждением его подлинности электронной подписью ответственного

сотрудника исполнительного аппарата ОАО «Фортум»

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

времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени типа

УССВ-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 54074-13).

УССВ обеспечивает синхронизацию времени часов сервера, сличение ежесекундное, при

превышении порога ±1 с происходит автоматическая коррекция часов сервера. Часы счетчика

синхронизируются от часов сервера, сличение времени часов счетчика со временем часов

сервера осуществляется с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков

проводится автоматически при расхождении часов счетчика и сервера на величину более ±2 с.

Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты)

коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого

и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Набор программных компонентов АИИС КУЭ состоит из стандартизированного

и специализированного программных обеспечений (ПО).

Специализированное ПО АИИС КУЭ представляет собой программный комплекс (ПК)

«Энергосфера».

ПО АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера» функционирует на нескольких уровнях:

программное обеспечение инженерного пульта;

программное обеспечение АРМ персонала, сервера ИВК АИИ КУЭ турбоагрегата

ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум».

ПК «Энергосфера» предназначен для автоматического сбора, обработки и хранения

данных, получаемых со счётчиков электроэнергии, отображения полученной информации

в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.

Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является программный модуль

сервера опроса «Библиотека» с наименованием файла pso_metr.dll. Данный модуль выполняет

функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов

учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.

Лист № 3

Всего листов 8

MD5

Значение

ПК «Энергосфера»

8.0 и выше

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора ПО

Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений

согласно Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «высокий».

Метрологические и технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

СЭТ-4ТМ.03М

ТТ

ТН

Аргаяшская ТЭЦ,

ТСН-4

СЭТ-4ТМ.03М

31500

ТТ

ТН

Аргаяшская ТЭЦ,

Т-4

СЭТ-4ТМ.03М

132000

Номер ИК

Наименование

объекта учёт

Обозначение,

тип

Ктт ·Ктн ·Ксч

Наименование

измеряемой

величины

ТТ

ТН

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Состав измерительно-информационных комплексов

Вид СИ,

класс точности, коэффициент

трансформации,

регистрационный номер в

Федеральном

информационном фонде

(Рег. №)

12 3456

КТ = 0,2S А ТШЛ-10-1 УЗ

Ктт = 5000/5 В ТШЛ-10-1 УЗ

Рег. № 47957-11

С ТШЛ-10-1 УЗ

КТ = 0,2АЗНОЛ.06.4-10 У3

Ктн = 10500:√3/100:√3ВЗНОЛ.06.4-10 У3

Рег. № 46738-11

СЗНОЛ.06.4-10 У3

Аргаяшская ТЭЦ,

ТГ-4

Счётчик

105000

ТВ-35-V О4

ЗНОЛ.06.4-10 У3

Счётчик

ICTB-0,66 УХЛ1

НАМИ-110 УХЛ1

Счётчик

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

Рег. № 36697-12

КТ = 0,2S А

Ктт = 1500/5 В

Рег. № 37096-13

КТ = 0,2 А

Ктн = 10500:√3/100:√3 В

Рег. № 46738-11

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

Рег. № 36697-12

КТ = 0,2S А

Ктт = 600/5 В

Рег. № 52792-13

КТ = 0,2

Ктн = 110000:√3/100:√3 В

Рег. № 24218-08

КТ = 0,2S/0,5

Ксч = 1

Рег. № 36697-12

Энергия активная, W

Энергия реактивная, W

Календарное времяКалендарное времяКалендарное время

Лист № 4

Всего листов 8

Примечания:

1 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения

изготовлены по ГОСТ 1983-2001, счетчики изготовлены по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме

измерения активной электроэнергии и ИЛГШ.411152.145ТУ в режиме измерения реактивной

электроэнергии;

2 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные

утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными

в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно

с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Основная относительная

погрешность ИК, (±

), %

Trial ИК

Диапазон значений

силы тока

cos

= 1,0

cos

= 0,866/

sin

= 0,5

cos

= 0,8/

sin

= 0,6

cos

= 0,5/

sin

= 0,866

cos

= 1,0

cos

= 0,866/

sin

= 0,5

cos

= 0,8/

sin

= 0,6

cos

= 0,5/

sin

= 0,866

0,01 I

н1

≤ I

0,02 I

н1

0,02 I

н1

≤ I

0,05 I

н1

0,05 I

н1

≤ I

0,1 I

н1

0,2 I

н1

≤ I

н1

≤ I

≤ 1,2 I

н1

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ

Метрологические характеристики ИК

Относительная погрешность

ИК в рабочих условиях

эксплуатации, (±

), %

1 - 3

0,1 I

н1

≤ I

0,2 I

н1

3 4 5 6

1,0 - - -

- - - -

0,9 1,1 1,1 1,8

- - - -

0,6 0,7 0,8 1,3

- 1,6 1,4 0,9

0,5 0,6 0,7 1,1

- 1,2 1,1 0,8

0,5 0,6 0,6 0,9

- 1,1 1,0 0,8

0,5 0,6 0,6 0,9

-1,11,00,8

78910

1,3-- -

- - - -

1,3 1,5 1,6 2,4

- - - -

1,1 1,3 1,4 2,0

- 4,0 3,7 2,9

1,0 1,2 1,3 1,9

- 3,9 3,6 2,8

1,0 1,2 1,3 1,8

- 3,8 3,5 2,8

1,0 1,2 1,3 1,8

-3,83,52,8

Примечания:

1. Метрологические характеристики относительной погрешности ИК АИИС КУЭ даны для

измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве метрологических характеристик относительной погрешности указаны границы

интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3 нормированы с

учетом ПО.

Лист № 5

Всего листов 8

от 99 до 101

от 1 до 120

от 99,7 до 100,3

от 0,5 до 1/ 0,5 до 0,866

от +21 до +25

от 90 до 110

от 1 до 120

от 99,2 до 100,8

от 0,5 до 1/ 0,5 до 0,866

от -60 до +40

от -40 до +60

от -10 до +55

165000

0,99

74500

Значение

0, 05

от 0,05 до 0,5

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Количество измерительных каналов

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от U

ном

сила тока, % от I

ном

частота, % от f

ном

коэффициент мощности cos

/ sin

(при инд. нагрузке)

температура окружающего воздуха, °C:

для счетчиков

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более:

для счетчиков

Рабочие условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от U

ном

сила тока, % от I

ном

частота, % от f

ном

коэффициент мощности cos

/ sin

(при инд. нагрузке)

температура окружающего воздуха, °C:

для ТТ и ТН

для счетчиков

для УССВ

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл:

для счетчиков

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

среднее время наработки до отказа, ч, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

ИВК:

коэффициент готовности, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

УССВ:

среднее время наработки на отказ, ч

среднее время восстановления, ч

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

коэффициент готовности, не менее

среднее время наработки до отказа, ч, не менее

0,999

6439,15

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

ИВК:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

резервирование питания счетчиков и сервера с помощью устройства АВР и источника

бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация орезультатахизмеренийможет

передаваться с помощью сети Интернет (электронная почта);

Лист № 6

Всего листов 8

в журналах событий счетчика фиксируются факты (события) с привязкой ко времени и

дате:

параметрирования;

пропадания напряжения на фазах;

перерывы электропитания;

коррекция времени;

в журналах событий ИВК фиксируются факты (события) с привязкой ко времени

и дате:

изменение значений результатов измерений;

изменение коэффициентов ТТ и ТН;

факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

пропадание питания;

замена счетчика;

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

счетчика;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки.

наличие защиты на программном уровне:

пароль на счетчике;

паролинасервере,предусматривающиеразграничениеправдоступа

к измерительным данным для различных групп пользователей.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским

способом.

Комплектность средства измерений

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие

средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 7.

Наименование

Обозначение

Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ

Трансформаторы тока шинные

Трансформаторы тока встроенные

Трансформаторы тока

Трансформаторы напряжения заземляемые

Трансформаторы напряжения антирезонансные

Счетчики электрической энергии многофункциональные

Устройство синхронизации системного времени

Методика поверки

Формуляр

Руководство пользователя

ТШЛ-10-1 УЗ

ТВ-35-V О4

ICTB-0,66 УХЛ1

ЗНОЛ.06.4-10 У3

НАМИ-110 УХЛ1

СЭТ-4ТМ.03М

УССВ-2

МП 206.1-203-2017

3-2575-1-АТХ.ФО

3-2575-1-АТХ.ИЭ

Количество,

шт./экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-203-2017 «Система автоматизированная информационно-

измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) турбоагрегата ст.№4

Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум». Измерительные каналы.

Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20.07.2017 г.

Лист № 7

Всего листов 8

Основные средства поверки:

–трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы

тока. Методика поверки;

–трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ.

Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные

трансформаторы напряжения 6/√3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»,

МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки

на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

–по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения.

Методика выполнения измерений без отключения цепей;

–по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика

выполнения измерений без отключения цепей;

–счетчиков электрической энергии - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики

электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по

эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский

ЦСМ» 04.05.2012 г.;

–устройства синхронизации системного времени - по документу МП-РТ-1906-2013

(ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика

поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;

–переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы

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

–радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системыGlobalPositioningSystem(GPS),регистрационныйномервФедеральном

информационном фонде (Рег. №) 27008-04;

–измеритель магнитного поля «ИМП-04», Рег. № 15527-02;

–термогигрометр «CENTER» (мод. 315), Рег. № 22129-04.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство

о поверке.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной

информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

турбоагрегата ст.№4 Аргаяшской ТЭЦ филиала «Энергосистема «Урал» ОАО «Фортум»

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

технические условия

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные

системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

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

Основные положения

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Энрима-Системс» (ООО «Энрима-Системс»)

ИНН 5906124484

Юридический адрес: 614017, Пермский край, г. Пермь, ул. Уральская, д. 93

Адрес: 614033, РФ, Пермский край, г. Пермь, ул. Куйбышева, д. 118, офис 402

Телефон (факс): +7 (342) 249-48-38

Web-сайт:

www.enrima.ru

E-mail:

info@enrima.ru