|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО "БТМК" энергообъектов ПНС 9, 11 |
| Обозначение типа | |
| Производитель | ООО "Автоматизированные системы в энергетике", 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) АО «БТМК» энергообъектов ПНС № 9, № 11 предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
|
| 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 (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), 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), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» c ГЛОНАСС/GPS-приемником и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа ЭНКС-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
Первичные фазные 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 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 накопление и передача измерительной информации 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 передача, 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 измерений по группам точек поставки производится с 3-го уровня настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию, получаемую посредством интеграции и/или в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ, в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet от АИИС КУЭ зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам глобальных навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения более ±0,1 с (программируемый параметр) сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
УСПД «ЭКОМ-3000», периодически синхронизирует собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам глобальных навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, с переодичностью не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±1 с (программируемый параметр) и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации 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». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню – «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 – Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | | Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8.0 | | Наименование программного модуля ПО | pso_metr.dll | | Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b | | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 – 4.
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ/Сервер | Вид
электрической энергии и мощности | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 1 | ПС 110 кВ Юго-Западная, ЗРУ-10 кВ, 3 сек. шин 10 кВ, яч. 20 | ТЛМ-10
400/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 2473-69 | НАМИТ-10
10000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 16687-02 | ПСЧ-4ТМ.05МК
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 46634-11 | УСПД:
«ЭКОМ-3000»
Рег. № 17049-14
УССВ:
ЭНКС-2
Рег. № 37328-15
сервер АИИС КУЭ:
VMware Virtual Platform | активная
реактивная | | 2 | ПС 110 кВ Юго-Западная, ЗРУ-10 кВ, 4 сек. шин 10 кВ, яч. 48 | ТЛМ-10
400/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 2473-69 | НАМИТ-10
10000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 16687-02 | ПСЧ-4ТМ.05МК
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 46634-11 | | 3 | ПС 110 кВ Сиреневая, РУ-10 кВ,
1 сек. шин 10 кВ, яч. 107 | ТОЛ 10
150/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 7069-79 | НАМИ-10
10000/100
Кл. т. 0,2
Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 46634-11 | | 4 | ПС 110 кВ Сиреневая, РУ-10 кВ,
2 сек. шин 10 кВ, яч. 207 | ТОЛ 10
150/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 7069-79 | НАМИ-10
10000/100
Кл. т. 0,2
Рег. № 11094-87 | ПСЧ-4ТМ.05МК
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 46634-11 | | 5 | ЩУ-0,4 кВ ООО Провинция | – | – | ПСЧ-4ТМ.05МК
Кл. т. 1/2
Рег. № 46634-11 | | 6 | ЩУ-0,4 кВ ООО АвтоЛин | ТТИ
150/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 28139-12 | – | ПСЧ-4ТМ.05М
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 36355-07 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 7 | РУ-10 кВ ПНС-11, РУ-6 кВ, 2 сек. шин 6 кВ, яч. 12 | ТОЛ-НТЗ-10
20/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 51679-12 | НТМИ-6-66
6000/100
Кл. т. 0,5
Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05МК
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16 | УСПД:
«ЭКОМ-3000»
Рег. № 17049-14
УССВ:
ЭНКС-2
Рег. № 37328-15
сервер АИИС КУЭ:
VMware Virtual Platform | активная
реактивная | | 8 | ЩУ-0,4 кВ ООО ГСК № 872 | – | – | ПСЧ-4ТМ.05МК
Кл. т. 1/2
Рег. № 64450-16 | | 9 | РУ-10 кВ ПНС-11, РП2-0,4 кВ | ТТН
150/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 58465-14 | – | ПСЧ-4ТМ.05МК
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 46634-11 | | 10 | РУ-10 кВ ПНС-11, РП5-0,4 кВ | ТТИ
100/5
Кл. т. 0,5
Рег. № 28139-12 | – | ПСЧ-4ТМ.05МК
Кл. т. 0,5S/1,0
Рег. № 64450-16 | | П р и м е ч а н и я
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
5 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия и мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | | 1; 2; 7
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 0,5S) | | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,7 | 2,2 | 2,9 | | 3; 4
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
Счетчик 0,5S) | | 0,9 | 1,2 | 2,0 | 1,6 | 2,1 | 2,6 | | 5; 8
(Счетчик 1) | | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 2,9 | 3,3 | 3,3 | | 6; 9; 10
(ТТ 0,5;
Счетчик 0,5S) | | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 2,6 | | П р и м е ч а н и я
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2 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 0 доплюс 40 °С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности . |
Таблица 4 – Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия и мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1; 2; 7
(ТТ 0,5; ТН 0,5;
Счетчик 1,0) | | 2,1 | 1,5 | 4,0 | 3,8 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 3; 4
(ТТ 0,5; ТН 0,2;
Счетчик 1,0) | | 1,9 | 1,4 | 3,9 | 3,7 | | 5; 8
(Счетчик 2) | | 2,0 | 2,0 | 6,4 | 6,4 | | 6; 9; 10
(ТТ 0,5;
Счетчик 1,0) | | 1,8 | 1,3 | 3,9 | 3,7 | | П р и м е ч а н и я
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos φ = 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 доплюс 40 °С.
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности . |
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
Таблица 5 – Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество измерительных каналов | 10 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток (для счетчиков, включаемых через трансформатор), % от Iном
- ток (для счетчиков прямого включения), А
- частота, Гц
- коэффициент мощности
температура окружающей среды, °С | от 99 до101
от 5 до 120
от до
от 49,85 до 50,15
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток (для счетчиков, включаемых через трансформатор), % от Iном
- ток (для счетчиков прямого включения), А
- частота, Гц
- коэффициент мощности
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110
от 5 до 120
от до
от 49,5 до 50,5
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -45 до +40
от 0 до +40
0,5 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч
- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более
УСПД
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
Сервер АИИС КУЭ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
УССВ:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 220000
3
100000
24
70000
1
13000
2 | | Глубина хранения информации
Счетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- график средних мощностей за интервал 30 мин, сут, не менее
Сервер АИИС КУЭ:
- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 113
40
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 в УСПД;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- 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);
- в УСПД (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (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, шт. | | Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 4 | | Трансформатор тока | ТОЛ 10 | 4 | | Трансформатор тока | ТТИ | 6 | | Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 2 | | Трансформатор тока | ТТН | 3 | | Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 | | Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 2 | | Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 1 | | Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК | 9 | | Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М | 1 | | Устройство сбора и передачи данных | «ЭКОМ-3000» | 1 | | Устройство синхронизации системного времени | ЭНКС-2 | 1 | | Сервер | VMware Virtual Platform | 1 | | Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 | | Методика поверки | МП 9-2020 | 1 | | Формуляр | АСВЭ 243.00.000 ФО | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 9-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО «БТМК» энергообъектов ПНС № 9, № 11. Методика поверки», утвержденному ООО «АСЭ» 12 марта 2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (Рег. № 46656-11);
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (Рег. № 39952-08);
- термогигрометр Ива-6 (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (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 (АИИС КУЭ) АО «БТМК» энергообъектов ПНС № 9, № 11
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы в энергетике» (ООО «АСЭ»)
ИНН 3329074523
Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Тракторная, д. 7А
Юридический адрес: 600031, г. Владимир, ул. Юбилейная, д. 15
Телефон: (4922) 60-43-42
Web-сайт: autosysen.ru
E-mail: info@autosysen.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «Автоматизированные системы в энергетике»
Адрес: 600026, г. Владимир, ул. Тракторная, д. 7А
Телефон: (4922) 60-43-42
Web-сайт: autosysen.ru
E-mail: Autosysen@gmail.com
Аттестат аккредитации ООО «АСЭ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г.
| |
