Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) А-НПС-5А ОРУ-110 кВ ПС "Нефтепровод" Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) А-НПС-5А ОРУ-110 кВ ПС "Нефтепровод" Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 58218-14 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 7111. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ЗАО "Группа компаний "Электрощит"-ТМ Самара", г.Самара.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) А-НПС-5А ОРУ-110 кВ ПС "Нефтепровод" Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) А-НПС-5А ОРУ-110 кВ ПС "Нефтепровод" Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
58218-14
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) А-НПС-5А ОРУ-110 кВ ПС "Нефтепровод"
Обозначение типаНет данных
ПроизводительЗАО "Группа компаний "Электрощит"-ТМ Самара", г.Самара
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 7111
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) А-НПС-5А ОРУ-110 кВ ПС "Нефтепровод" (далее по тексту – АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением на ПС "Нефтепровод" ОАО «ФСК ЕЭС».
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: 1-й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчик активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту – Сч или Счетчик) в части активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 и в части реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных; 2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ТК16L (Госреестр № 36643-07 зав. № N043), радиосервер точного времени РСТВ-01 (Госреестр № 40586-09), коммутационное оборудование; 3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК). ИВК обеспечивает выполнение следующих функций: - сбор информации (результаты измерений, журнал событий); - обработку данных и их архивирование; - хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» – МЭС Центра (Филиал открытого акционерного общества "ФСК ЕЭС" МЭС Центра Волго-Донское ПМЭС) не менее 3,5 лет; - доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ). Устройства третьего уровня ИВК входят в состав системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии Единой национальной электрической сети - АИИС КУЭ ЕНЭС (Госреестр № 45673-10) (далее по тексту – ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС). Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояние средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485). Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью выделенного канала (основной канал связи). При отказе основного канала связи опрос УСПД выполняется по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой сети связи стандарта GSM. По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп». В сервере БД ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске. Между ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС» и ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра происходит автоматическая репликация данных по сетям единой цифровой сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ). Один раз в сутки коммуникационный сервер ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМL, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС» и в ОАО «СО ЕЭС». Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчика в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВКЭ входит радиосервер точного времени типа РСТВ-01. Радиосервер точного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера, при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов УСПД. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчика проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по протоколу NTP по оптоволоконной связи, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений. Поправка часов счетчика согласно описанию типа ±0,5 с, а с учетом температурной составляющей – ±1,5 с. Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (далее по тексту – СПО) Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (далее по тексту – АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп). СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии. Идентификационные данные СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» установленного в ИВК указаны в таблице 1. Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении
Идентификационное наименование ПОНомер версии (идентификационный номер) ПОЦифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)Идентификационное наименование файла ПОАлгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
12345
СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)№ 1.00D233ED6393702747769A45DE8E67B57EАИИС КУЭ) А-НПС-5А ОРУ-110 кВ ПС «Нефтепровод» DataServ-er.exe, DataServ-er_USPD.exeMD5
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения. СПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) не влияет на метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – уровень «С» по МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристикиСостав 1-го и 2-го уровней ИИК системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) А-НПС-5А ОРУ-110 кВ ПС "Нефтепровод" приведен в таблице 2. Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИИК АИИС КУЭ
№ ИИКДиспетчерское наименование точки учётаСостав 1-го и 2-го уровней ИИК 
123456
35А-НПС-5АТРГ-110 II* Кл.т. 0,2S Ктт = 750/5 Зав.№ 6093 Зав.№ 6094 Зав.№ 6095 Госреестр № 26813-06UTD 123 Кл.т. 0,2 Ктт =110000/√3/100/√3 Зав.№ 0911223/1 Зав.№ 0911223/2 Зав.№ 0911223/3 Зав.№ 0911223/4 Зав.№ 0911223/5 Зав.№ 0911223/6 Госреестр № 52353-12EPQS 111.23.27 LL Кл.т. = 0,2S/0,5 Зав. № 01139153 Госреестр № 25971-06TK16L Зав. № N043 Госреестр № 36643-07
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ
35(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)1,0±1,0±0,6±0,5±0,5
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации АИИС КУЭ
35(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)0,9±3,8±1,6±1,2±1,2
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
35(Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2)1,0±1,2±0,8±0,7±0,7
Номер ИИКcosφПределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
35(Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2)0,9±5,6±2,1±1,5±1,4
Примечания: Погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений (1(2)%P и (1(2)%Q для cos(<1,0 нормируется от I2%. Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой). Нормальные условия эксплуатации : Параметры сети: диапазон напряжения - от 0,99∙Uн до 1,01∙Uн; диапазон силы тока - от 0,05∙ Iн до 1,2∙Iн; температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 ˚С до 50 ˚С; счетчика -от 18 ˚С до 25 ˚С; УСПД - от 10 ˚С до 30 ˚С; ИВК - от 10 ˚С до 30 ˚С; частота - (50 ( 0,15) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл. Рабочие условия эксплуатации: Для ТТ и ТН: параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9∙Uн1 до 1,1∙Uн1; диапазон силы первичного тока - от 0,05∙Iн1 до 1,2∙Iн1; частота - (50 ( 0,4) Гц; температура окружающего воздуха - от минус 30 ˚С до 35 ˚С. Для счетчика электроэнергии: параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9∙Uн2 до 1,1∙Uн2; диапазон силы вторичного тока - от 0,05∙Iн2 до 1,2∙Iн2; частота - (50 ( 0,4) Гц; температура окружающего воздуха - от 10 ˚С до 30 ˚С; магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчика на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Виды измеряемой электроэнергии для всех ИИК, перечисленных в таблице 2 – активная, реактивная. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ; счетчик EPQS – среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более двух часов; УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов, среднее время восстановления работоспособности не более 24 часов. Надежность системных решений: резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР; резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи; в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты: параметрирования; пропадания напряжения; коррекция шкалы времени. Защищенность применяемых компонентов: наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; УСПД. наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчике; пароль на УСПД; пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей. Возможность коррекции шкалы времени в: счетчике (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована). Глубина хранения информации: электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания – до 10 лет; ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания – не менее 4 лет.
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4 Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ Наименование Обозначение (Тип) Кол-во, шт. 1 2 3 1. Трансформатор тока ТРГ-110 II* 3 2. Трансформатор напряжения UTD 123 6 3. Счетчик EPQS 1 4. УСПД ТК16L 1 5. Методика поверки 1811/550-2014 1 6. Паспорт – формуляр 7111-АСКУЭ- ПФ 1
ПоверкаПоверка осуществляется по документу МП 1811/550-2014 "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) А-НПС-5А ОРУ-110 кВ ПС «Нефтепровод». Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" в апреле 2014 г. Перечень основных средств поверки: для трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки"; для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2925-2005 "Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя"; счетчика EPQS - по документу "Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS. Методика поверки РМ 1039597-26:2002"; для УСПД (ТК16L) – по документу "Устройство сбора и передачи данных ТК16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки" АВБЛ.468212.041 МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в декабре 2007 г.; радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04; переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01; средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком – по МИ 3000-2006.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) А-НПС-5А ОРУ-110 кВ ПС «Нефтепровод» ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. 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. Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений - при осуществлении торговли.
ЗаявительЗАО "Группа Компаний "Электрощит" – ТМ Самара" Юридический адрес: 443048, г. Самара-48, пос. Красная Глинка, Корпус заводоуправления ОАО "Электрощит" Тел.: (846) 276-26-89, 950-91-71 Факс: (8442) 950-08-00
Испытательный центрГосударственный центр испытаний средств измерений Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва») 117418, г. Москва, Нахимовский проспект, д. 31 Телефон: (495) 544-00-00 Аттестат аккредитации по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30010-10 от 15.03.2010 г.