Untitled document

Приложение к свидетельству № 75373

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

Всего листов 9

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии(АИИСКУЭ)ЛесогорскойГЭС(ГЭС-10)филиала

«Невский» ПАО «ТГК-1»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета элек-

троэнергии (АИИС КУЭ) Лесогорской ГЭС (ГЭС-10) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1»

(далее по тексту— АИИС КУЭ) предназначена для автоматического измерения активной и реак-

тивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и

отображения информации. АИИС КУЭ возможно использовать для передачи (получения) дан-

ных смежным субъектам энергетики. Выходные данные системы могут быть использованы для

коммерческих расчетов.

Описание средства измерений

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизиро-

ванную систему с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения

измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с

дискретностью 30 минут и нарастающим итогом приращений активной и реактивной электро-

энергии (мощности);

автоматический сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналы со-

бытий»);

периодический (не реже 1-го раза в сутки и/или по запросу (настраиваемый параметр))

автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о со-

стоянии средств измерений («Журналы событий»);

хранение результатов измерений;

передача результатов измерений в организации-участники оптового (розничного) рынка

электроэнергии в XML или собственном формате с применением ЭЦП или без неё;

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкцио-

нированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирова-

ние и т.п.);

диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

автоматическое ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (далее — ИИК), включающий в

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

трансформаторы напряжения (далее — ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реак-

тивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по

ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по

ГОСТ Р 52425-2005. Метрологические и технические характеристики измерительных компо-

нентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.

2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (далее — ИВК) — техниче-

ские средства для организации локальной вычислительной сети и программно-технический

комплекс (далее — ПТК) АИИС КУЭ, включающий аппаратные средства и программное обес-

печение (далее – ПО) для обеспечения функции хранения результатов измерений (далее – сер-

вер БД) и программное обеспечение для сбора и доступа к данным, их конфигурации и форми-

рования автоматизированных рабочих мест (далее – АРМ).

Лист № 2

Всего листов 9

ПТК АИИС КУЭ развёрнут в центре обработки данных (далее – ЦОД) филиала

«Невский» ПАО «ТГК-1». АРМы развёрнуты в ЦОД и на рабочих местах специалистов.

На первом уровне первичные токи и напряжения преобразуются измерительными

трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по вторичным цепям поступают на соответ-

ствующие входы электронных счетчиков электрической энергии (измерительный канал). Изме-

ренная электрическая энергия за интервал времени 30 мин записывается в энергонезависимую

память счетчика.

На втором уровне происходит:

настройка параметров ИВК;

сбор данных из памяти счетчиков в БД;

хранение данных в БД;

формирование справочных и отчетных документов;

передача информации смежным субъектам электроэнергетики — участникам оптово-

го рынка электрической энергии и мощности и в программно-аппаратный комплекс коммерче-

ского оператора (ПАК КО);

настройка, диагностика и мониторинг функционирования технических и программ-

ных средств АИИС КУЭ;

поддержание точного времени в системе.

ПТК АИИС КУЭ производит сбор данных из памяти счетчиков электроэнергии и их

хранение в БД, обработку, отображение, подготовку отчетных документов, а также формирова-

ние и передачу информации в виде утвержденных макетов в ПАК КО и другим участникам

энергосистемы в рамках согласованных регламентов. ПТК имеет возможность двунаправленно-

го обмена данными с другими ПТК как макетами утвержденных форм, так и данными в собст-

венном формате. Отправка данных по электронной почте в XML-формате возможна с ЭЦП и

без неё.

Для поддержания единого времени в АИИС КУЭ используется шкала времени сервера

синхронизации времени Метроном-1000 (регистрационный № 56465-14). ПТК АИИС КУЭ не

менее одного раза в сутки синхронизирует часы с сервером времени при расхождении более

чем на ±2 с (настраиваемый параметр). ПТК АИИС КУЭ синхронизирует часы счётчиков при

сеансах связи при расхождении времени более чем на ±2 с.

Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД.

Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера БД отражают время

(дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предше-

ствующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ может применяться программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» или

(ПО) «Энергосфера».

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматри-

вает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменения параметров, защиту прав

пользователей и входа с помощью пароля, кодирование данных при передаче, что соответству-

ет уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Лист № 3

Всего листов 9

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование

ПО «АльфаЦЕНТР»

Номер версии (идентификационный номер)

ПО «АльфаЦЕНТР»

Значение

amrserver.exe

amrc.exe

cdbora2.dll

encryptdll.dll

ac_metrology.dll

4.20.0.0 и выше

4.20.8.1 и выше

4.16.0.0 и выше

2.0.0.0 и выше

12.1.0.0

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

pso_metr.dll

Цифровой идентификатор ac_metrology.dll

Идентификационное наименование

ПО «Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер)

ПО «Энергосфера»

Цифровой идентификатор pso_metr.dll

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

1.1.1.1 и выше

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

MD5

Метрологические и технические характеристики

Счетчик

10.1

Г-1 выводы

генератора

ТЛП-10-1

2000/5

0,2S

ГОСТ 7746-2001

Регистрационный

№ 30709-08

UGE 3-35

10000/√3/100/√3

0,2

ГОСТ 1983-2001

Регистрационный

№ 25475-06

10.2

Г-2 выводы

генератора

ТЛП-10-1

2000/5

0,2S

ГОСТ 7746-2001

Регистрационный

№ 30709-08

UGE 3-35

10000/√3/100/√3

0,2

ГОСТ 1983-2001

Регистрационный

№ 25475-06

Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ

Номер и

диспетчерскоеТТТН

наименование ИК

123

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Iном (Iмакс) = 5 (10) А

Uном =3х57/100 В

класс точности:

по активной энергии - 0,2S

по реактивной – 0,5

ГОСТ Р 52323-2005

ГОСТ Р 52425-2005

Регистрационный

№ 31857-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Iном (Iмакс) = 5 (10) А

Uном =3х57/100 В

класс точности:

по активной энергии - 0,2S

по реактивной – 0,5

ГОСТ Р 52323-2005

ГОСТ Р 52425-2005

Регистрационный

№ 31857-06

Лист № 4

Всего листов 9

10.3

Г-3 выводы

генератора

ТЛП-10-1

2000/5

0,2S

ГОСТ 7746-2001;

Регистрационный

№ 30709-08

UGE 3-35

10000/√3/100/√3

0,2

ГОСТ 1983-2001

Регистрационный

№ 25475-06;

10.4

Г-4 выводы

генератора

ТЛП-10-1

2000/5

0,2S

ГОСТ 7746-2001

Регистрационный

№ 30709-08

UGE 3-35

10000/√3/100/√3

0,2

ГОСТ 1983-2001

Регистрационный

№ 25475-06

10.5

ГЭС-10,

ЗРУ-110 кВ,

яч. 3,

ВЛ-110 кВ

ЛС-6

KOTEF 126

600/5

0,2S

ГОСТ 7746-2001

Регистрационный

№ 62296-15

KOTEF 126

110000/√3 / 100/

0,2

ГОСТ 1983-2001

Регистрационный

№ 62296-15

10.6

ГЭС-10,

ЗРУ-110 кВ,

яч. 8,

ВЛ-110 кВ

ЛС-9

KOTEF 126

600/5

0,2S;

ГОСТ 7746-2001

Регистрационный

№ 62296-15

KOTEF 126

110000/√3 / 100/

0,2

ГОСТ 1983-2001

Регистрационный

№ 62296-15

10.7

ГЭС-10,

ЗРУ-110 кВ,

яч. 2,

ВЛ-110 кВ

ЛС-13

KOTEF 126

600/5

0,2S

ГОСТ 7746-2001

Регистрационный

№ 62296-15

KOTEF 126

110000/√3 / 100/

0,2

ГОСТ 1983-2001

Регистрационный

№ 62296-15

Продолжение таблицы 2

1234

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Iном (Iмакс) = 5 (10) А

Uном =3х57/100 В

класс точности:

по активной энергии - 0,2S

по реактивной – 0,5

ГОСТ Р 52323-2005

ГОСТ Р 52425-2005

Регистрационный

№ 31857-06

A1802RALQ-P4GB-DW-4

Iном (Iмакс) = 5 (10) А

Uном =3х57/100 В

класс точности:

по активной энергии - 0,2S

по реактивной – 0,5

ГОСТ Р 52323-2005

ГОСТ Р 52425-2005

Регистрационный

№ 31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

Iном (Iмакс) = 5 (10) А

Uном =3х57/100 В

класс точности:

по активной энергии - 0,5S

по реактивной – 1,0

ГОСТ Р 52323-2005

ГОСТ Р 52425-2005

Регистрационный

№ 31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

Iном (Iмакс) = 5 (10) А

Uном =3х57/100 В

класс точности:

по активной энергии - 0,5S

по реактивной – 1,0

ГОСТ Р 52323-2005

ГОСТ Р 52425-2005

Регистрационный

№ 31857-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

Iном (Iмакс) = 5 (10) А

Uном =3х57/100 В

класс точности:

по активной энергии - 0,5S

по реактивной – 1,0

ГОСТ Р 52323-2005

ГОСТ Р 52425-2005

Регистрационный

№ 31857-06

Лист № 5

Всего листов 9

KOTEF 126

600/5

0,2S

ГОСТ 7746-2001

Регистрационный

№ 62296-15

KOTEF 126

110000/√3 / 100/

0,2

ГОСТ 1983-2001

Регистрационный

№ 62296-15

ТЛП-10-1

600/5

0,5S

ГОСТ 7746-2001

Регистрационный

№ 30709-08;

UGE 3-35

10000/√3/100/√3

0,2

ГОСТ 1983-2001

Регистрационный

№ 25475-06

ТЛО-10

600/5

0,5S

ГОСТ 7746-2001

Регистрационный

№ 25433-07

UGE 3-35

10000/√3/100/√3

0,5

ГОСТ 1983-2001

Регистрационный

№ 25475-06

A1805RALQ-P4GB-DW-4

Iном (Iмакс) = 5 (10) А

Uном =3х57/100 В

класс точности:

по активной энергии - 0,5S

по реактивной – 1,0

ГОСТ Р 52323-2005

ГОСТ Р 52425-2005

Регистрационный

№ 31857-06

Продолжение таблицы 2

ГЭС-10,

ЗРУ-110 кВ,

10.8яч. 9,

ВЛ-110 кВ

ЛС-10

A1805RALQ-P4GB-DW-4

Iном (Iмакс) = 5 (10) А

Uном =3х57/100 В

класс точности:

по активной энергии - 0,5S

по реактивной – 1,0

ГОСТ Р 52323-2005

ГОСТ Р 52425-2005

Регистрационный

№ 31857-06

ГЭС-10,

ЗРУ-10 кВ,

10.9 яч. 1,

ВЛ-10 кВ

ТМН-4

A1805RALQ-P4GB-DW-4

Iном (Iмакс) = 5 (10) А

Uном =3х57/100 В

класс точности:

по активной энергии - 0,5S

по реактивной – 1,0

ГОСТ Р 52323-2005

ГОСТ Р 52425-2005

Регистрационный № 31857-06

ГЭС-10

ЗРУ-10 кВ

10.10яч. 6

КЛ-10 кВ

ЛЛСГ-1

Примечание: - допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с

метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии,

что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3

метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном

собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим опи-

санием типа и эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номера ИК

Вид электрической

энергии

10.1-10.4

10.5-10.8

Активная

Реактивная

Активная

Реактивная

Границы допускаемой

основной относительной

погрешности, %

±0,9

±1,4

±1,3

±1,9

Границы допускаемой от-

носительной погрешности

в рабочих условиях, %

±1,1

±2,0

±1,8

±3,6

Лист № 6

Всего листов 9

Продолжение таблицы 3

10.9

10.10

234

Активная ±1,8 ±2,2

Реактивная ±2,7 ±4,1

Активная ±1,9 ±2,3

Реактивная±2,9±4,2

Примечания:

1 .Характеристики погрешности ИИК даны для измерений электроэнергии за период

0,5 ч.

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соот-

ветствующие вероятности 0,95.

3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от I

ном

, cos

= 0,8инд.

120000

Значение

Таблица 4 - Основные технические характеристики

Наименование характеристики

Количество измерительных каналов

от 98 до 102

от 1 до 120

от 49,85 до 50,15

0,87

от +21 до +25

от 95 до 105

от 2 до 120

от 0,5инд. до 0,8емк.

от 49,6 до 50,4

от -30 до +30

от +10 до +30

80000

3,5

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от Uном

- ток, % от Iном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cosϕ

температура окружающей среды, °С

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от Uном

- ток, % от Iном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей trial в месте расположения счетчиков, °С

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

Глубина хранения информации

счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

Пределы допускаемой погрешности системы обеспечения единого

времени, с

±5

Надежность применяемых в системе компонентов:

в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряже-

ния, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и

средняя наработка на отказ;

Лист № 7

Всего листов 9

ИВК – коэффициент готовности не менее K

= 0,99, среднее время восстановления ра-

ботоспособности t

= 1 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

Г АИИС

= 0,99 – коэффициент готовности;

0 ИК(АИИС)

= 1141 ч. – среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих

требованиям IEC – Стандартов;

стойкость к электромагнитным воздействиям;

ремонтопригодность;

программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

функция контроля процесса работы и средства диагностики системы;

резервирование электропитания оборудования системы;

резервирование каналов связи.

Регистрация событий:

журнал событий счетчика:

факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигу-

рации;

факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции

или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автома-

тической самодиагностики;

перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановле-

ния.

журнал событий ИВК:

изменение значений результатов измерений;

изменение коэффициентов ТТ и ТН;

факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

пропадание питания;

замена счетчика;

полученные с уровня ИИК «Журналы событий» ИИК.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчётчиков;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательных коробок.

Защита информации на программном уровне:

результатов измерений при передаче информации (возможность использования циф-

ровой подписи);

пароля на доступ к счетчику;

ролей пользователей в ИВК.

Возможность коррекции времени в:

электросчетчиках (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

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 на АИИС КУЭ типографским

способом.

Лист № 8

Всего листов 9

Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

A1802RALQ-P4GB-DW-4

4 шт.

A1805RALQ-P4GB-DW-4

6 шт.

1 экз.

ЭС-52-08/2017-10.И4

1 экз.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

ТЛО-10

ТЛП-10-1

UGE 3-35

KOTEF 126

Количе-

ство

3 шт.

15 шт.

18 шт.

12 шт.

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчики электрической энергии трехфазные мно-

гофункциональные

Счетчики электрической энергии трехфазные мно-

гофункциональные

Программное обеспечение

ПО «АльфаЦЕНТР»

или ПО «Энергосфера»

Инструкция по формированию и ведению

базы данных

Инструкция по эксплуатации

Руководство пользователя

Технологическая инструкция

Паспорт

ЭС-52-08/2017-10.ИЭ

ЭС-52-08/2017-10.ИЗ

ЭС-52-08/2017-10.И2

ЭС-52-08/2017-10.ПС

1 экз.

В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства

измерений

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2018 «Системы автоматизированные информационно-

измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».

Основные средства поверки:

– трансформаторов тока (ТТ) в соответствии с ГОСТ 8.217-2003. Трансформаторы тока.

Методика поверки;

– трансформаторов напряжения (ТН) в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Транс-

форматоры напряжения. Методика поверки;

– по МИ 3196-2018 «Методика измерений нагрузки измерительных трансформаторов

тока в условиях эксплуатации»;

– по МИ 3195-2018 «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напря-

жения в условиях эксплуатации»;

– по МИ 3598-20018 «Методика измерений потерь напряжения в линии связи счетчика с

измерительным трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

– счетчиков типа Альфа А1800 – в соответствии с документом МП-2203-0042-2006

«Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика

поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

– миллитесламетр универсальный ТП2-2У (регистрационный номер в Федеральном ин-

формационном фонде 16373-08);

– прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнерге-

тических величин «Энерготестер ПКЭ-А» (регистрационный номер в Федеральном информаци-

онном фонде 53602-13);

– прибор для измерения действующих значений силы тока и напряжения вольтамперфа-

зометр «ПАРМА ВАФ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде

22029-05).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение

метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Лист № 9

Всего листов 9

Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство

о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методиках (методах) измерений

приведены в документе ЭС-62-06/2019-10.МИ «Методика измерений активной и реактивной

электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Лесогорской ГЭС (ГЭС-10)

филиала «Невский» ПАО «ТГК-1». Свидетельство об аттестации №1-RA.RU.311468-2019

от 01.03.2019 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автома-

тизированнойинформационно-измерительнойкоммерческогоучетаэлектроэнергии

(АИИС КУЭ) Лесогорской ГЭС (ГЭС-10) филиала «Невский» ПАО «ТГК-1»

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

ческие условия

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

Основные положения

Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «ЭНЕРГОСЕРВИС»

(ООО «ЭНЕРГОСЕРВИС»)

ИНН 7802222000

Адрес: 190005, г. Санкт-Петербург,7-я Красноармейская ул., д. 18, литер А, пом.7-Н

Телефон: 8 (812) 368-02-70, 8 (812) 368-02-71

Факс: 8 (812) 368-02-72

Е-mail:

office@energoservice.net

Испытательный центр

Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандарти-

зации, метрологии и испытаний в г. Санкт-Петербурге и Ленинградской области»

(ФБУ «Тест-С.-Петербург»)

Адрес: 190103, г. Санкт-Петербург, ул. Курляндская, д. 1

Телефон: 8 (812) 244-62-28, 8 (812) 244-12-75

Факс: 8 (812) 244-10-04

E-mail:

letter@rustest.spb.ru

Аттестат аккредитации ФБУ «Тест-С.-Петербург» по проведению испытаний средств

измерений в целях утверждения типа № RA.RU.311484 от 03.02.2016 г.

Заместитель

Руководителя Федерального

агентства по техническому

регулированию и метрологииА.В. Кулешов

М.п.« ___ » _______________ 2019 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

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