- Главная
- Госреестр средств измерений
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ "Заречная" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги
Описание
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ "Заречная" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 57184-14 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 53. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных. Произведен предприятием: ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново.
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 электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ "Заречная" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги 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 электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ "Заречная" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги 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 |  Номер в госреестре | 57184-14 Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ "Заречная" филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Волги | Обозначение типа | Нет данных | Производитель | ОАО "Ивэлектроналадка", г.Иваново | Описание типа | Скачать | Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» | Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года | Допускается поверка партии | Нет | Наличие периодической поверки | Да | Сведения о типе | Заводской номер | Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 53 | Назначение | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ПС 220/110/10 кВ «Заречная» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Волги (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ПС 220/110/10 кВ «Заречная» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Волги, сбора, хранения и обработки полученной информации.
| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую системус централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
– автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
– периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанныхк единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергиис заданной дискретностью учета (30 мин);
– хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
– передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
– предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций – смежных участников оптового рынка электроэнергии;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
– диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
– конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
– ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – информационно измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746 и трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 для активной электрической энергии и по ГОСТ 31819.21-2012 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных типа RTU-325H (№ 44626-10 в Государственном реестре средств измерений), устройство синхронизации времени (УСВ) на базе приемника GPS-сигналов 35HVS, автоматизированное рабочее место оператора (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня и её передачу на уровень ИВК ОАО «ФСК ЕЭС».
На уровне ИВКЭ обеспечивается:
– автоматизированный сбор и хранение результатов измерений;
– контроль достоверности результатов измерений;
– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
– разграничение прав доступа к информации.
3-й уровень – комплекс измерительно-вычислительный АИИС КУЭ ЕНЭС (ИВК) (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (№ в Госреестре СИ 45048-10), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС, автоматизированное рабочее место персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
На уровне ИВК обеспечивается:
– автоматический регламентный сбор результатов измерений;
– автоматическое выполнение коррекции времени;
– сбор данных о состоянии средств измерений
– контроль достоверности результатов измерений;
– восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
– возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии
– хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
– ведение нормативно-справочной информации;
– ведение «Журналов событий»;
– формирование отчетных документов;
– передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИАСУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
– безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 – 2003;
– конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
– предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
– диагностику работы технических средств и ПО;
– разграничение прав доступа к информации;
– синхронизация показаний часов от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
– активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
– средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
УСПД автоматически один раз в 30 мин по линиям связи интерфейса RS-485 производит опрос, считывание, обработку, накопление, хранение, отображение информации, полученной от счетчиков электроэнергии. Результаты измерений приводятся к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН и заносятся в базу данных.
Уровень ИВКЭ обеспечивает передачу результатов измерений и журналов событий на уровень ИВК ОАО «ФСК ЕЭС».
В качестве основного и резервного канала связи между ИВКЭ АИИС КУЭ и ИВК ОАО «ФСК ЕЭС» используется промышленная локальная сеть Ethernet с поддержкой протокола TCP/IP.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию показаний часов. В качестве базового прибора СОЕВ используется УСВ на базе приемника GPS-сигналов 35HVS.
Коррекция показаний встроенных часов осуществляется при синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ 35HVS. Синхронизация времени происходит непрерывно.
Сличение показаний часов УСПД с показаниями часов УСВ происходит при каждом сеансе, но не реже 1 раза в сутки.
Сличение показаний часов счетчиков электроэнергии с показаниями часов УСПД происходит при каждом обращении к счетчику электроэнергии, но не реже одного раза в 60 минут. Коррекция происходит при расхождении показаний часов счетчиков электроэнергии и УСПД на величину более ±2 с.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает (5 с/сут.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
– счетчика электрической энергии;
– испытательной коробки;
– УСПД;
б) защита информации на программном уровне:
– результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
– установка пароля на счетчик;
– установка пароля на УСПД.
| Программное обеспечение | В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО из состава комплекса измерительно-вычислительного АИИС КУЭ ЕНЭС (ИВК) (Метроскоп) ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп).
Защита измерительной информации обеспечивается паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Уровень защиты ПО – С, согласно МИ 3286-2010.
Идентификационное наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО
|
Метрологические и технические характеристики | Состав ИК и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 Метрологические характеристики и состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Комплектность | В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
|
Поверка | осуществляется по документу ИЭН 1980-13.00.МП «ГСИ. ПС 220/110/10 кВ «Заречная» филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Волги Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 14.02.2014 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ.
Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Тран
форматоры напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6√3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электрических многофункциональных Альфа А1800 – в соответствии
с методикой поверки ДЯИМ.411152.018.МП;
- для устройства сбора и передачи данных RTU-325Н – в соответствии с методикой поверки ДЯИМ.466215.005.МП;
- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки тран
форматоров напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка тран
форматоров тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;
- термогигрометр «CENTER» (мод.314).
| Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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.
ГОСТ 31819.21-2012 (IEC 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
ГОСТ 7746–2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983–2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
| Заявитель | :
Открытое акционерное общество «Ивэлектроналадка»
153002, г. Иваново, ул. Калинина, д. 5.,
e-mail: askue@ien.ru, тел/факс: 8 (4932) 23-02-30.
| Испытательный центр | :
Государственный центр испытаний средств измерений ФБУ «Марийский ЦСМ»,
424006, г. Йошкар-Ола, ул. Соловьева, д. 3
тел. 8 (8362) 41-20-18, факс 41-16-94
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30118-11 от 08.08.2011 г.
| | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
