Приложение к свидетельству № 69220
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Вельская ГТ-ТЭЦ
Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Вельская ГТ-ТЭЦ (далее - АИИС КУЭ)
предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности,
автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и
передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного
регламента.
Описание средства измерений
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизи-
рованную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя
измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и
счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные
цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),
включающийвсебяустройствосбораипередачиданных(УСПД)RTU-325L,
автоматизированное рабочее место (АРМ) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя
центральный сервер баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР»,
устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS, АРМ, каналообразующую
аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и
разграничения прав доступа к информации.
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 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК №№ 1, 2, 5, 6 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям
связи через преобразователь интерфейсов поступает на УСПД, где осуществляется вычисление
электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,
формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по
подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД по
основному каналу связи Ethernet локальной вычислительной сети поступает на сервер. При
отказе основного канала связи полученные данные от УСПД поступают на GSM-модем,
который по резервному каналу связи стандарта GSM передаёт измерительную информацию на
сервер.
Лист № 2
Всего листов 8
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи
через преобразователь интерфейсов поступает на GSM-модем, далее каналу связи стандарта
GSM - на сервер. На сервере осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации,
в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов
трансформации ТТ и ТН (для ИК №№ 3, 4), формирование и хранение поступающей информации,
оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС»
с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал
АО «СО ЕЭС» Архангельское 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 АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным
субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения
реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт·ч и соотнесены
с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает
уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного
времени УССВ-35HVS, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по
сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника.
Сравнение показаний часов сервера с единым координированным временем UTC
(обеспечиваетсяподключеннымкнемуУCСВ-35HVS)осуществляетсяежесекундно,
корректировка часов сервера производится при расхождении с УССВ-35HVS на величину ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется 1 раз в 30 минут,
корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД (для ИК №№ 1, 2, 5, 6) или
с часами сервера (для остальных ИК) осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз
в 30 минут). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов
счетчиков и часов УСПД (для ИК №№ 1, 2, 5, 6) на величину более ±2 с. Корректировка часов
счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера
(для остальных ИК) на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени
с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени,
на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», имеющее
сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации
программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и
преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации
изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты
передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в
соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Лист № 3
Всего листов 8
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
ac_metrology.dll
не ниже 15.04.01.01
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54
MD5
Метрологические и технические характеристики
Измерительные компоненты
УСПД
Сервер
RTU-
325L
Рег. №
37288-08
HP
ProLiant
ML370
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Метрологические
характеристики ИК
мер
Но-
Наименование
ИК
точки измерений
ТТТНСчетчик
допускаемой
основной
(±δ) %
Границы
в рабочих
12345
6
7
Вид
Границы
допускаемой
электро-
относительной
энергии
относительной
погрешности
погрешности,
условия
х
,
(±δ) %
8910
Фазы: А; В; С
ТЛО-10VR
Фазы: А; В; С
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Вельская ГТ-ТЭЦ,Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5
A1805RAL-
1КРУ-10 кВ, 1 с.ш. 800/5 10000/√3/100/√3
10 кВ, яч.5Рег. № 25433-07 Рег. № 21988-01
Рег. № 31857-06
ная
Активная
1,3 3,3
Реактив-
2,5 5,3
ТЛО-10
Фазы: А; В; С
VR
Фазы: А; В; С
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Вельская ГТ-ТЭЦ,Кл.т. 0,5Кл.т. 0,5
A1805RAL-
2КРУ-10 кВ, 2 с.ш. 800/5 10000/√3/100/√3
10 кВ, яч.6Рег. № 25433-07 Рег. № 21988-01
Рег. № 31857-06
ная
Активная
1,33,3
Реактив-
2,55,3
Лист № 4
Всего листов 8
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
10000/100
Рег. № 11094-87
Фазы: АВС
A1805RAL-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
―
Активная
Реактив-
ная
НАМИ-10
Кл.т. 0,2
10000/100
Рег. № 11094-87
Фазы: АВС
A1805RAL-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
―
Активная
Реактив-
ная
A1805RAL-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
Активная
Реактив-
ная
A1805RAL-
P4GB-DW-4
Кл.т. 0,5S/1,0
Рег. № 31857-06
RTU-
325L
Рег. №
37288-08
HP
ProLiant
ML370
Активная
Реактив-
ная
4
5
6
7
8
910
3
ЗРУ 10 кВ
яч.114,
ТЛО-10
1000/5
1,13,3
2,26,5
4
ЗРУ 10 кВ
яч.214,
ТЛО-10
1000/5
1,13,3
2,26,5
1,33,3
2,55,3
VR
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Фазы: А; В; С
VR
Кл.т. 0,5
10000/√3/100/√3
Рег. № 21988-01
Фазы: А; В; С
1,33,3
2,55,3
Продолжение таблицы 2
123
ПС 220 кВ Вельск
(220/110/35/10
,
кВ),
Кл.т. 0,5S
1 с.ш. 10 к
В
,
Рег. № 25433-11
КЛ-10-235-114
Ф
а
зы:
А; С
ПС 220 кВ Вельск
(220/110/35/10
,
кВ),
Кл.т. 0,5S
2 с.ш. 10 к
В
,
Рег. № 25433-11
КЛ-10-235-214
Ф
а
зы:
А; С
AR
Вельская ГТ-ТЭЦ,Кл.т. 0,5
5КРУ-10 кВ, 1 с.ш.1500/5
10 кВ, яч.13Рег. № 21989-01
Фазы: А; В; С
AR
Вельская ГТ-ТЭЦ,Кл.т. 0,5
6КРУ-10 кВ, 2 с.ш.1500/5
10 кВ, яч.14Рег. № 21989-01
Фазы: А; В; С
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Лист № 5
Всего листов 8
Примечания:
1В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой
относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной
электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 3, 4 указана для тока 2 % от I
ном
,
для остальных ИК - для тока 5 % от I
ном
; cos
j
= 0,8инд.
4ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений
активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной
электрической энергии по ГОСТ 26035-83.
5Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с
метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии,
что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2
метрологических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного
типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке.
Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
от 95 до 105
от 90 до 110
от 1 до 120
от 5 до 120
от 0,5 до 1,0
от 49,6 до 50,4
от +15 до +40
120000
2
Значение
2
6
от 1 до 120
от 5 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25
от +15 до +40
от +15 до +25
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики
1
Количество ИК
Нормальные условия:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 3, 4
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды, °С
Условия эксплуатации:
параметры сети:
напряжение, % от Uном
ток, % от Iном
для ИК №№ 3, 4
для остальных ИК
коэффициент мощности cosφ
частота, Гц
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и
УСПД, °С
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
для счетчиков:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
для УСПД:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее
среднее время восстановления работоспособности, ч
100000
24
Лист № 6
Всего листов 8
Продолжение таблицы 3
12
для УССВ:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее35000
среднее время восстановления работоспособности, ч 2
для сервера:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее70000
среднее время восстановления работоспособности, ч 1
Глубина хранения информации:
для счетчиков:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,
не менее180
при отключении питания, лет, не менее 30
для УСПД:
суточныеданныеотридцатиминутныхприращениях
электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,
потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее45
при отключении питания, лет, не менее5
для сервера:
хранение результатов измерений и информации состояний
средств измерений, лет, не менее3,5
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
-
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность 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.
Лист № 7
Всего листов 8
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским
способом.
Комплектность средства измерений
ВкомплектпоставкивходиттехническаядокументациянаАИИСКУЭ
и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование
Обозначение
Колич
е
ство,
шт./экз.
ТЛО-1010
AR 6
VR12
НАМИ-102
Альфа А18006
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения
Счетчики электрической энергии трехфазные
многофункциональные
Устройства сбора и передачи данных
Устройство синхронизации системного времени
Сервер
Методика поверки
Формуляр
RTU-325L 1
УССВ-35HVS 1
HP ProLiant ML370 1
МП ЭПР-058-2018 1
ГТ-ТЭЦ.7703806647.001.ФО1
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-058-2018 «Система автоматизированная информационно-
измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГТ Энерго» Вельская
ГТ-ТЭЦ. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 31.01.2018 г.
Основные средства поверки:
-
средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
-
по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика
выполнения измерений без отключения цепей;
-
по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения.
Методика выполнения измерений без отключения цепей;
-
радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы GlobalPositioningSystem(GPS)(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 46656-11);
-
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы
со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
Лист № 8
Всего листов 8
-
термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
-
барометр-анероидметеорологическийБАММ-1(регистрационныйномер
в Федеральном информационном фонде 5738-76);
-
миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 28134-04);
-
приборЭнерготестерПКЭ-А(регистрационныйномервФедеральном
информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методиках (методах) измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной
информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
АО «ГТ Энерго» Вельская ГТ-ТЭЦ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения
Изготовитель
Акционерное общество «ГТ Энерго» (АО «ГТ Энерго»)
ИНН 7703806647
Адрес: 123610, РФ, г. Москва, Краснопресненская набережная, д.12
Юридический адрес: 117292, РФ, г. Москва, Нахимовский проспект, дом 52/27, оф. Б
Телефон: (495) 258-20-16
Факс: (495) 258-20-82
Web-сайт:
E-mail:
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143444, Московская обл., Красногорский район, г. Красногорск, мкр. Опалиха,
ул. Ново-Никольская, д. 57
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail:
Аттестат аккредитации ООО «ЭнергоПромРесурс» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312047 от 26.01.2017 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2018 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.