|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" в части присоединения ПС 110 кВ Карат, отпайка от ВЛ-110 кВ Златоуст-Ургала I цепь |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | АО Группа Компаний "Системы и Технологии", г.Владимир |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 001 |
| Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго» в части присоединения ПС 110 кВ Карат, отпайка от ВЛ-110 кВ Златоуст-Ургала I цепь предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго», сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках действующих регламентов и нормативно-правовых актов Российской Федерации.
|
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее – ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее – ТТ), трансформаторы напряжения (далее – ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 – 5.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее – ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее – УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее – ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее – АРМ), программное обеспечение (далее – ПО) ПК «Энергосфера».
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
На верхнем – третьем уровне системы, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации – участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка.
Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки в организации – участники оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) осуществляется с уровня ИВК настоящей системы с использованием электронной подписи субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее – СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ, ИВК).
Синхронизация шкал времени ИИК, ИВКЭ, ИВК с единым координированным временем обеспечивается УСПД, которое периодически (1 раз в 1 с) сравнивает собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам GPS, получаемым от модуля GPS, входящего в его состав. УСПД производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой UTC при расхождении шкалы времени УСПД и модуля GPS на ±0,1 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений астрономического времени УСПД (с источником точного времени) составляют ±0,2 с/сут.
Сравнение шкалы времени УСПД, со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи с УСПД один раз в сутки. Синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УСПД производится при наличии расхождения ±4 с.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД, осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД ±3 с, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и сервера АИИС КУЭ.
|
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входятпрограммы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения иизмерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программнымисредствами ПО.
Таблица 1 – Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.0 | | Цифровой идентификатор ПО (по MD5)
Наименование программного модуля ПО:
pso_metr.dll | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электрической энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 – 4.
Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование
точки измерения | Состав измерительного канала | Вид электрической энергии и мощности | | 1 | ПС 110 кВ Карат, ОРУ 110 кВ отпайка от ВЛ 110 кВ Златоуст-Ургала I цепь | TG
300/5
Кл. т. 0,5S
Рег. № 30489-09 | CPA 123
110000/√3:100/√3
Кл. т. 0,5
Рег. № 15852-06 | СЭТ-4ТМ.03М
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 36697-08 | УСПД:
ЭКОМ-3000
Рег. № 17049-09
Сервер:
HP Proliant DL380G6 | активная
реактивная |
Таблица 3 Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | | 1
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I1ном≤I1≤1,2I1ном | 0,9 | 1,2 | 2,2 | 1,0 | 1,4 | 2,3 |
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | | 1
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | I1ном≤I1≤1,2I1ном | 1,9 | 1,2 | 2,4 | 2,0 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos φ = 1,0; 0,8; 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 1 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos(
температура окружающей среды, °С | от 99 до101
от 1 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков и УСПД, °С | от 90 до 110
от 1 до 120
от 49,5 до 50,5
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -45 до +40
от +5 до +35 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
- среднее время восстановления работоспособности, ч
УСПД
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000
2
50000
1
75000
2 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- график средних мощностей за интервал 30 мин, суток, не менее:
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113
10
45
3,5 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени УСПД.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
|
| Комплектность | В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 – Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, экз. | | Трансформаторы тока | TG | 3 | | Трансформаторы напряжения | CPA 72-500 | 3 | | Счетчики электрической энергии
многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 1 | | Устройства сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 | | Сервер АИИС КУЭ | HP Proliant DL380G6 | 1 | | Методика поверки | МП 3-2019 | 1 | | Формуляр | | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 3-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго» в части присоединения ПС 110 кВ Карат, отпайка от ВЛ-110 кВ Златоуст-Ургала I цепь. Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» 20.06.2019 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока – по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения – по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М – в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- ЭКОМ-3000 – в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.
- устройство синхронизации времени УСВ-2, измеряющее текущие значения времени и даты по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS (Рег. № 41681-10);
- термогигрометр «Ива-6А-КП-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 90 %, дискретность 0,1 % (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 1999 мТл (Рег. № 28134-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго» в части присоединения ПС 110 кВ Карат, отпайка от ВЛ-110 кВ Златоуст-Ургала I цепь
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
|
| Заявитель | Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии»
(АО ГК «Системы и Технологии»)
ИНН 3327304235
Адрес: 600014, Владимирская область, г. Владимир, ул. Лакина, д. 8А, помещение. 27
Тел./ факс: (4922) 33-67-66/ 42-45-02
E-mail: st@sicon.ru
|
| Испытательный центр | Акционерное общество Группа Компаний «Системы и Технологии»
(АО ГК «Системы и Технологии»)
Адрес: 600026, Владимирская обл., г. Владимир, ул. Лакина, д. 8
Тел./ факс: (4922) 33-67-66/ 42-45-02
E-mail: st@sicon.ru
Регистрационный номер RA.RU.312308 в реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
| |
