Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ "Ржевская" с Изменением 1 Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ "Ржевская" с Изменением 1 Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 56045-15 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ 0292.01. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ООО "Эмпирей-Энерго", г.С.-Петербург.

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 (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ "Ржевская" с Изменением 1 Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Скачать
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 (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ "Ржевская" с Изменением 1 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
56045-15
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ "Ржевская" с Изменением 1
Обозначение типаНет данных
ПроизводительООО "Эмпирей-Энерго", г.С.-Петербург
Описание типаСкачать
Методика поверкиСкачать
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ 0292.01
НазначениеНастоящее описание типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/10 кВ «Ржевская» с Изменением № 1 (далее – АИИС КУЭ) является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ПС 330/110/10 кВ «Ржевская», свидетельство об утверждении типа RU.Е.34.004.А №49187, регистрационный № 56045-13 и включает в себя описание дополнительного измерительного канала, соответствующего точке измерений, приведенной в таблице 2. АИИС КУЭ предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее – ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее – ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2. 2 уровень – измерительно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325H (далее – УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее – УСВ) УССВ-35HVS (GPS), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее – ПО) «АльфаЦЕНТР». Измерительные каналы (далее – ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ. Первичные токи 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 преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. 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 вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Для информационного обмена между счетчиками электроэнергии и УСПД используется выделенный канал передачи данных, организованный посредством интерфейса RS-485. Передача данных от счетчиков электроэнергии осуществляется по запросам, сформированных в УСПД. Для информационного обмена между УСПД и АРМ, УСПД и телефонным модемом используется выделенный канал передачи данных, организованный посредством интерфейса Ethernet. В качестве основного канала связи используется ВОЛС (передача данных в ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Северо-Запада), в качестве резервного – телефонная сеть. Телефонная сеть используется при отсутствии ВОЛС. Из ИВКЭ по запросу коммуникационного сервера информационно – измертельного комплекса (ИВК) данные по каналам связи передаются на сервер ЦСОД (центр сбора и обра-ботки данных) МЭС Северо-Запада с установленным на нем программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», далее по запросу сервера АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС» осуществляется передача данных с сервера ЦСОД МЭС Северо-Запада на сервер ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС». ИВК включает в себя ЦСОД АИИС КУЭ МЭС Северо-Запада и ЦСОД ОАО «ФСК ЕЭС», а также устройства синхронизации времени в каждом ЦСОД, аппаратуру приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации и специализированное программное обеспечение (СПО) «Метроскоп». АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ-35HVS (GPS), на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, погрешность синхронизации не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с. Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ ПС 330/110/10 кВ «Ржевская» с Изменением № 1 используется ПО АльфаЦЕНТР, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО АльфаЦЕНТР обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО АльфаЦЕНТР. Таблица 1 – Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признакиЗначение
Идентификационное наименование ПОamrserver.exeamrс.exeamra.execdbora2.dllencryptdll.dllalphamess.dll
Номер версии (идентификационный номер) ПОv.11.04.01v.11.04.01v.11.04.01v.11.04.01v.11.04.01v.11.04.01
Цифровой идентификатор ПО582b756b2098a6dabbe52eae57e3e239b3bf6e3e5100c068b9647d2f9bfde8dd764bbe1ed87851a0154dba8844f3bb6b7dfc3b73d1d1f209cc4727c965a92f3b0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572cb8c331abb5e34444170eee9317d635cd
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПОMD5MD5MD5MD5MD5MD5
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «Альфа Центр», внесены в Госреестр СИ РФ № 44595-10. Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения. Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР». Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологические и технические характеристикиСостав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2 Таблица 2 Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИКНаименование объектаИзмерительные компонентыВид электроэнергииМетрологические характеристики ИК
123456789
ПС 330/110/10 кВ «Ржевская»
11В-10 Т-ЗТЛО-10 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 39561; Зав. № 39569; Зав. № 39562ЗНОЛП.4-10 Кл. т. 0,2 10500/√3:100/√3 Зав. № 3009055; Зав. № 3009052; Зав. № 3009054A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267048RTU-325H Зав. № 002368активная реактивная±0,8 ±1,6±2,2 ±4,1
2В 5С ЗРУ 10ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 37133; Зав. № 37132; Зав. № 37142ЗНОЛП.4-10 Кл. т. 0,2 10500/√3:100/√3 Зав. № 3009055; Зав. № 3009052; Зав. № 3009054A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267050RTU-325H Зав. № 002368активная реактивная±0,8 ±1,6±2,2 ±4,1
32В-10 Т-3ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 39563; Зав. № 39558; Зав. № 39567ЗНОЛП.4-10 Кл. т. 0,2 10500/√3:100/√3 Зав. № 3009585; Зав. № 3009131; Зав. № 3009617A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267044RTU-325H Зав. № 002368активная реактивная±0,8 ±1,6±2,2 ±4,1
Продолжение таблицы 2
123456789
4В 7С ЗРУ 10ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 37136; Зав. № 37138; Зав. № 37134ЗНОЛП.4-10 Кл. т. 0,2 10500/√3:100/√3 Зав. № 3009585; Зав. № 3009131; Зав. № 3009617A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267042RTU-325H Зав. № 002368активная реактивная±0,8 ±1,6±2,2 ±4,1
5В10 ТСН-3ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 75/5 Зав. № 37131; Зав. № 37127; Зав. № 37130ЗНОЛП.4-10 Кл. т. 0,2 10500/√3:100/√3 Зав. № 3009585; Зав. № 3009131; Зав. № 3009617A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267043RTU-325H Зав. № 002368активная реактивная±0,8 ±1,6±2,2 ±4,1
61В-10 Т-4ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 39559; Зав. № 39565; Зав. № 39560ЗНОЛП.4-10 Кл. т. 0,2 10500/√3:100/√3 Зав. № 3009056; Зав. № 3009327; Зав. № 3009053A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267051RTU-325H Зав. № 002368активная реактивная±0,8 ±1,6±2,2 ±4,1
7В 6с ЗРУ 10ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 37135; Зав. № 37140; Зав. № 37141ЗНОЛП.4-10 Кл. т. 0,2 10500/√3:100/√3 Зав. № 3009056; Зав. № 3009327; Зав. № 3009053A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267045RTU-325H Зав. № 002368активная реактивная±0,8 ±1,6±2,2 ±4,1
Продолжение таблицы 2
123456789
82В-10 Т-4ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 39566; Зав. № 39564; Зав. № 39568ЗНОЛП.4-10 Кл. т. 0,2 10500/√3:100/√3 Зав. № 3009586; Зав. № 3009584; Зав. № 3009560A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267049RTU-325H Зав. № 002368активная реактивная±0,8 ±1,6±2,2 ±4,1
9В 8С ЗРУ 10ТЛО-10 Кл. т. 0,2S 1500/5 Зав. № 37139; Зав. № 37137; Зав. № 37143ЗНОЛП.4-10 Кл. т. 0,2 10500/√3:100/√3 Зав. № 3009586; Зав. № 3009584; Зав. № 3009560A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267046RTU-325H Зав. № 002368активная реактивная±0,8 ±1,6±2,2 ±4,1
10В-10ТСН-2нТЛО-10 Кл. т. 0,2S 75/5 Зав. № 37129; Зав. № 37126; Зав. № 37128ЗНОЛП.4-10 Кл. т. 0,2 10500/√3:100/√3 Зав. № 3009586; Зав. № 3009584; Зав. № 3009560A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01267047RTU-325H Зав. № 002368активная реактивная±0,8 ±1,6±2,2 ±4,1
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Нормальные условия эксплуатации: - параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02) Uном; ток (1,0 – 1,2) Iном, частота - (50 ( 0,15) Гц; cos( = 0,9 инд.; - температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; - относительная влажность воздуха (70 ± 5) %; - атмосферное давление (100 ± 4) кПа; - магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл. 4. Рабочие условия эксплуатации: - для ТТ и ТН: – параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн1; диапазон силы первичного тока - (0,02 – 1,2) Iн1; коэффициент мощности cos((sin() 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5); частота - (50 ( 0,4) Гц; – температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C. - для счетчиков электроэнергии: – параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 – 1,1) Uн2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 – 1,2) Iн2; коэффициент мощности cos((sin() - 0,5 – 1,0 (0,87 – 0,5); частота - (50 ( 0,4) Гц; − относительная влажность воздуха (40 - 60) %; − атмосферное давление (100 ± 4) кПа; – температура окружающего воздуха: – от минус 40 °C до плюс 65 °C; – магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл. - для аппаратуры передачи и обработки данных: − параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц; − температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С; − относительная влажность воздуха (70 ± 5) %; − атмосферное давление (100 ± 4) кПа. 5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos( = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С. 6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ПС 330/110/10 кВ «Ржевская» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: –электросчётчик A1805RAL-Р4GB-DW-4 – среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; –УСПД RТU-325Н – среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч; –сервер – среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч. Надежность системных решений: –защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания; –резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи. В журналах событий фиксируются факты: – журнал счётчика: – параметрирования; – пропадания напряжения; – коррекции времени в счетчике; – журнал УСПД: – параметрирования; – пропадания напряжения; – коррекции времени в счетчике и УСПД; – пропадание и восстановление связи со счетчиком; Защищённость применяемых компонентов: – механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: – электросчётчика; – промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; – испытательной коробки; – УСПД; – сервера; – защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: – электросчетчика; – УСПД; – сервера. Возможность коррекции времени в: – электросчетчиках (функция автоматизирована); – УСПД (функция автоматизирована); – ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации: – о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность: – измерений 30 мин (функция автоматизирована); – сбора 30 мин (функция автоматизирована). Глубина хранения информации: – электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет; – УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет; – Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
НаименованиеТип№ ГосреестраКоличество, шт.
1234
Трансформатор токаТЛО-1025433-1130
Трансформатор напряженияЗНОЛП.4-1046738-1112
Счётчик электрической энергии многофункциональныйA1805RAL-Р4GB-DW-431857-0610
Устройство сбора и передачи данныхRТU-325Н44626-101
Программное обеспечение«АльфаЦЕНТР»-1
Методика поверки--1
Формуляр--1
Руководство по эксплуатации--1
Поверкаосуществляется по документу МП 56045-15 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330/110/10 кВ «Ржевская» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2014 г. Перечень основных средств поверки: трансформаторов тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»; трансформаторов напряжения – в соответствии с 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 A1805RAL-Р4GB-DW-4 – по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.; УСПД RТU-325Н – по документу «Комплексы аппартано-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 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; термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до - 100%, дискретность 0,1%.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) 1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия. 2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания. 3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений - при осуществлении торговли.
ЗаявительОбщество с ограниченной ответственностью «Эмпирей-Энерго» (ООО «Эмпирей-Энерго») Юридический адрес: 194044, г. Санкт-Петербург, Пироговская наб., д 17, корп.1, лит. «А» Почтовый адрес: 194044, г. Санкт-Петербург, Пироговская наб., д 17, корп.1, лит. «А», офис 206 Тел.: (812) 336-97-28 Факс: (812) 336-97-28
Испытательный центрФедеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46 Тел./факс: 8 (495) 437-55-77 / 437-56-66 E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru Аттестат аккредитации ФГУП «ВНИИМС» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30004-13 от 26.07.2013 г.