50204-12: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Артем" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Артем"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 50204-12
Производитель / заявитель: ООО "Экситон-Стандарт", г.Нижний Новгород
Скачать
50204-12: Описание типа СИ Скачать 569.4 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Артем" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ ┌Артем√ (далее по тексту ╞ АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроляпотребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО ┌АТС√, ОАО ┌СО ЕЭС√ и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 50204-12
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ "Артем"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2012
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Номер сертификата 46922
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 429 п. 26 от 20.06.2012
Производитель / Заявитель

ООО "Экситон-Стандарт", г.Нижний Новгород

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 1270/446-2012
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1
Успешных поверок (СИ пригодно) 1 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно) 0 (0%)
Актуальность информации 03.11.2024

Поверители

Скачать

50204-12: Описание типа СИ Скачать 569.4 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Артем» (далее по тексту - АИИС КУЭ)

предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного  автоматизированного коммерческого  учета  и  контроля потребления

электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ, построенная на основе ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10) и ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» состоят из трех уровней:

1-й уровень - информационно-измерительные комплексы, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах ПС 330 кВ «Артем».

2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325H (Госреестр № 44626-10), устройство синхронизации системного времени (УССВ), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора ИВКЭ.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из коммуникационного сервера опроса и сервера базы данных (БД) ЦСОД (центр сбора и обработки данных) ОАО «ФСК ЕЭС», и сервера ЦСОД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга, устройства синхронизации времени, АРМ пользователей, аппаратуры приема-передачи данных и технических средств для организации локальной вычислительной сети (ЛВС), разграничения прав доступа к информации.

Связь УСПД уровня ИВКЭ ПС 330 кВ «Артем» с ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» реализуется автоматически с помощью единой технологической сети связи электроэнергетики (ЕТССЭ), организованной на базе волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) и системы спутниковой связи.

Для работы с системой на уровне подстанции (ПС) предусматривается организация АРМ оператора ИВК. АРМ оператора ИВК филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10). АРМ по ЛВС предприятия связано с сервером для этого в настройках ПО «АльфаЦЕНТР» указывается IP-адрес сервера.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение результатов измерений в базах данных серверов ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» не менее 3,5 лет, отвечающих требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- доступ к информации и ее передачу в организации-участники 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 календарного времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);

- передача журналов событий АИИС КУЭ.

Принцип действия:

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 мгновенные значения активной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД уровня ИВКЭ осуществляется:

- по интерфейсу RS-485 (счетчик - УСПД);

- по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в оптический сигнал (счетчик - медиаконвертер - ВОЛС - медиаконвертер - УСПД уровня ИВКЭ).

В УСПД уровня ИВКЭ осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и автоматическая передача накопленных данных на уровень ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга, а также отображение информации по подключенным к УСПД уровня ИВКЭ устройствам.

Коммуникационный сервер опроса ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп» автоматически опрашивает УСПД ИВКЭ. Опрос УСПД выполняется с помощью ЕТССЭ, организованной на базе ВОЛС. По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных (БД) сервера ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп».

На 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 Юга происходит автоматическая репликация данных по сетям ЕТССЭ.

Передача данных с уровня ИВКЭ на уровень ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга либо (ИВК АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва) осуществляется по двум основным, резервному и технологическому каналам:

- основной канал передачи информации (первый) - в формате Ethernet

с последующим преобразованием в формат канала ВОЛС (УСПД уровня ИВКЭ - коммутатор -оборудование связи - ВОЛС - сервер БД уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва);

- основной канал передачи информации (второй) - в формате Ethernet

с последующим преобразованием в формат канала ВОЛС (УСПД уровня ИВКЭ - коммутатор -оборудование связи - ВОЛС - сервер БД ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Юга);

- резервный канал передачи информации - посредством аппаратуры спутниковой

связи на базе VSAT-технологии SkyEdgTM (УСПД уровня ИВКЭ - коммутатор - оборудование связи - аппаратура спутниковой связи - сервер БД уровня ИВК АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва);

- технологический канал передачи информации: в формате RS-232 (УСПД

уровня ИВКЭ - GSM модем - GSM модем - сервер БД уровня ИВК АИИС КУЭ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга).

Данные с УСПД могут быть получены на АРМ пользователей по сети Ethernet.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

Для выдачи информации об энергопотреблении в ОАО «АТС» предусмотрен временной регламент, описывающий периодичность выдачи информации и объем передаваемых данных. Данные могут передаваться в формате XML-файла. Службы филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Юга и ОАО «ФСК ЕЭС» г. Москва, ответственные за работу на оптовом рынке электрической энергии, заверяют файл с данными электронно-цифровой подписью (ЭЦП), после чего он поступает в ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе GARMIN GPS35-HVS, включающего в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS).

Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему.

Время УСПД уровня ИВКЭ синхронизировано со временем устройства синхронизации системного времени, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. УСПД уровня ИВКЭ осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД, выполняется не реже чем 1 раз в 30 мин при сеансе связи УСПД со счетчиками. Корректировка времени счетчиков осуществляется УСПД автоматически при обнаружении рассогласования времени УСПД и счетчиков более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО УСПД RTU-325H, ПО «АльфаЦЕНТР» производства ООО «ЭльстерМетроника» г. Москва, ПО ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) производства ЗАО «НПФ Прорыв» Московская обл., ПО СОЕВ.

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

УСПД RTU-325H структура архивов

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Версия 2.07

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

9b6c26529eb8215679f5abeca4be3b60

Другие идентификационные данные

DB_ V207.UPD

Таблица 1.2

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

УСПД RTU-325H Системное ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Версия 2.24

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

2516b7e7013d032d0ca8927f3e4bf2ab

Другие идентификационные данные

SYSTEM V224.UPD

Таблица 1.3

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

УСПД RTU-325H Прикладное ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Версия 2.12

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

465359a8281bbf87435be94dab706d1f

Другие идентификационные данные

rtu325_ v212Ksp2

Таблица 1.4

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«Альфа-Центр» AC РЕ Программа -планировщик

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Версия 11

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

76372807044089a65cd080903d75da1c

Другие идентификационные данные

Amrserver.exe

Таблица 1.5

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«Альфа-Центр» АС_РЕ Драйвер ручного опроса

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Версия 11

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

8122ca2065c954f4313 e06d796216da8

Другие идентификационные данные

Amrc.exe

Таблица 1.6

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«Альфа-Центр» АС_РЕ Драйвер автоматического опроса

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Версия 11

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

f4d2febf06052361ef61b6da5d93d1b7

Другие идентификационные данные

Amra.exe

Таблица 1.7

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«Альфа-Центр» АС_РЕ Драйвер работы с БД

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Версия 11

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

bedb2ca99aa2eb25888199230253af51 7

Другие идентификационные данные

Cdbora2.dll

Таблица 1.8

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«Альфа-Центр» АС_РЕ Библиотека шифрования

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Версия 11

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

044f3f77946cfb6cbdeffaa23922367f

Другие идентификационные данные

encryptdll.dll

Таблица 1.9

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«Альфа-Центр» АС_РЕ Библиотека сообщений

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Версия 11

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

503494bf35a0aece8c5c8579a5e0103a

Другие идентификационные данные

alphamess.dll

Специализированное программное обеспечение (СПО), установленного в ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) (Госреестр № 45048-10), ПО «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10), не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем».

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК (1-2 уровень) АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» приведен в таблице 2.

Метрологические характеристики АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.

Таблица 2

№ ИИК

Наименование объекта

Состав ИИК АИИС КУЭ ПС 330 кВ «Артем» (1-2 уровень)

Вид электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счётчик электрической энергии

ИВКЭ (УСПД)

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС 330 кВ «Артем», ВЛ 110 кВ Артем -Шамхал Тяговая

ТВГ-110 кл. т 0,5S Ктт = 1000/1 Зав. №

А2536-9;

А2553-9;

А2803-9 Г осреестр № 22440-07

НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4837; 4833; 4839; 4841; 4838; 4835 Г осреестр № 24218-08

А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01224859 Г осреестр № 31857-11

RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10

активная реактивная

2

ПС 330 кВ «Артем», ВЛ 110 кВ Артем -Шамхал

ТВГ-110 кл. т 0,5S Ктт = 1000/1 Зав. №

А2703-9;

А2704-9;

А2705-9 Г осреестр № 22440-07

НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = (iioooo/V3)/(ioo/V3) Зав. № 4837; 4833; 4839; 4841; 4838; 4835 Г осреестр № 24218-08

А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01224861 Г осреестр № 31857-11

RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

3

ПС 330 кВ «Артем», ВЛ 110 кВ Артем -Чирюрт I цепь

ТВГ-110 кл. т 0,5S

Ктт = 1000/1 Зав. № А2670-9; А2671-9; А2555-9

Г осреестр № 22440-07

НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = (110000/^3)7(100/^3) Зав. № 4837; 4833; 4839; 4841; 4838; 4835 Г осреестр № 24218-08

А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01224867 Г осреестр № 31857-11

RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10

активная реактивная

4

ПС 330 кВ «Артем», ВЛ 110 кВ Артем -Чирюрт II цепь

ТВГ-110 кл. т 0,5S Ктт = 1000/1 Зав. №

А2652-9;

А2653-9;

А2654-9 Г осреестр № 22440-07

НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4837; 4833; 4839; 4841; 4838; 4835 Г осреестр № 24218-08

А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01224868 Г осреестр № 31857-11

RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10

активная реактивная

5

ПС 330 кВ «Артем» ВЛ 110 кВ Компас (W2G)

ТВГ-110 кл. т 0,5S Ктт = 1000/1 Зав. №

А2842-9;

А2841-9;

А2840-9 Г осреестр № 22440-07

НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4837; 4833; 4839; 4841; 4838; 4835 Г осреестр № 24218-08

А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01224864 Г осреестр № 31857-11

RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10

активная реактивная

6

ПС 330 кВ «Артем» ВЛ 110 кВ Буйнакск (W1G)

ТВГ-110 кл. т 0,5 S

Ктт = 1000/1 Зав. № А2799-9; А2797-9; А2798-9

Г осреестр № 22440-07

НАМИ-110 УХЛ1 кл. т 0,2 Ктн = (110000/V3)/(100/V3) Зав. № 4837; 4833; 4839; 4841; 4838; 4835 Г осреестр № 24218-08

А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5S/1,0 Зав. № 01224863 Г осреестр № 31857-11

RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10

активная реактивная

7

ПС 330 кВ «Артем» ВЛ 10 кВ (W1K)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 2351810; 23514-10; 23492-10 Г осреестр № 32139-06

НОЛ-СЭЩ-6(10) кл. т 0,5 Ктн = (10000/V3)/(100/V3) Зав. № 2441-10; 2442-10; 2443-10 Г осреестр № 35955-07

А1805ЯАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01224876 Г осреестр № 31857-11

RTU-325Н Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10

активная реактивная

1

2

3

4

5

6

7

8

ПС 330 кВ «Артем» ВЛ 10 кВ (W2K)

ТОЛ-СЭЩ-10 кл. т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 2352810; 23487-10; 23488-10 Г осреестр № 32139-06

НОЛ-СЭЩ-6(10) кл. т 0,5 Ктн = (10000/^3)/(100/^3) Зав. № 2473-10; 2474-10; 2475-10 Г осреестр № 35955-07

А1805КАЬ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01224873 Г осреестр № 31857-11

RTU-325H Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10

активная реактивная

9

ПС 330 кВ «Артем» Ввод 0,4 кВ ТСН (TN2)

ТС кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 47033; 47030; 47032 Г осреестр № 26100-03

-

А1805КЪ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01224887 Г осреестр № 31857-11

RTU-325H Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10

активная реактивная

10

ПС 330 кВ «Артем» Хознужды 0,4 кВ

ТС кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 24029; 24031; 24034 Г осреестр № 26100-03

-

А1805КЪ-P4GB-DW-4 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01224886 Г осреестр № 31857-11

RTU-325H Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10

активная реактивная

11

ПС 330 кВ «Артем» Ввод 0,4 кВ ТСН (TN1)

ТС кл. т 0,5 Ктт = 1000/5 Зав. № 24038; 24037; 24036 Г осреестр № 26100-03

-

А1805КЪ-Р4-GB-DW-4 кл. т 0,5 S/1,0 Зав. № 01224885 Г осреестр № 31857-11

RTU-325H Зав.№ 005844 Г осреестр № 44626-10

активная реактивная

Таблица 3

Номер ИИК

COSф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК (активная электрическая энергия)

51(2)%, 11(2) — I изм < I 5 %

5 5 %,

I5 % — I изм< I 20 %

5 20 %,

I 20 % — I изм < I 100 %

5 100 %, I100 % — I изм — I 120 %

1

2

3

4

5

6

1 - 6

1,0

±2,4

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,6

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±3,0

±2,1

±1,8

±1,8

(ТТ 0,5S;

ТН 0,2;

Счетчики 0,5S)

0,7

±3,5

±2,4

±1,9

±1,9

0,5

±5,0

±3,3

±2,5

±2,5

1

2

3

4

5

6

7 - 8

1,0

±2,4

±1,7

±1,6

±1,6

0,9

±2,6

±1,9

±1,7

±1,7

0,8

±3,0

±2,2

±1,9

±1,9

(ТТ 0,5S;

ТН 0,5;

Счетчики 0,5S)

0,7

±3,5

±2,5

±2,1

±2,1

0,5

±5,1

±3,4

±2,7

±2,7

9 - 11

1,0

-

±2,2

±1,6

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,1

±2,0

±1,7

(ТТ 0,5;

Счетчики 0,5S)

0,7

-

±3,7

±2,3

±1,9

0,5

-

±5,6

±3,1

±2,4

Номер ИИК

cosф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК (реактивная электрическая энергия)

51(2)%, 11(2) — I изм < I 5 %

5 5 %,

I5 % — I изм< I 20 %

5 20 %,

I 20 % — I изм < I 100 %

5 100 %, I100 % — I изм — I 120 %

1

2

3

4

5

6

1 - 6

0,9

±8,2

±4,7

±3,1

±2,9

0,8

±5,6

±3,4

±2,3

±2,2

(ТТ 0,5S; ТН 0,2; Счетчики 1,0)

0,7

±4,9

±3,0

±2,1

±2,1

0,5

±4,0

±2,6

±1,9

±1,9

7 - 8

0,9

±8,3

±4,9

±3,4

±3,2

0,8

±5,7

±3,5

±2,5

±2,4

(ТТ 0,5S; ТН 0,5;

Счетчик 1,0)

0,7

±4,9

±3,1

±2,2

±2,2

0,5

±4,0

±2,6

±2,0

±2,0

9 - 11

0,9

-

±7,5

±3,9

±2,8

0,8

-

±4,9

±2,7

±2,2

(ТТ 0,5;

Счетчики 1,0)

0,7

-

±4,2

±2,4

±2,0

0,5

-

±3,2

±2,1

±1,8

Примечания:

1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф<1,0 нормируется от I2%.

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы соответствующие вероятности 0,95.

3. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

4. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

5. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02-ином;

- сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;

- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

6. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,

- сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК 1-8 и от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для

ИИК 9-11.

- температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 ° С;

- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик электроэнергии «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

- УССВ - GARMIN GPS35-HVS - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

- УСПД RTU-325H - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

- для счетчика Тв < 24 часа;

- для УСПД Тв < 24 часа;

- для сервера Тв < 1 час;

- для компьютера АРМ Тв < 1 час;

- для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;

- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

- защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:

- фактов параметрирования счетчика;

- фактов пропадания напряжения;

- фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД, сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- счетчики электроэнергии и Альфа А1800- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;

- УСПД - 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 3,5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Количеств о

Трансформатор тока

ТВГ-110

18

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10

6

Трансформатор тока

ТС

9

Трансформатор напряжения

НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформатор тока

НОЛ-СЭЩ-6(10)

6

Электросчетчик

Альфа A1800

11

Шкаф УСПД

ИБП UPS 1000; УСПД RTU-325H; сотовый модем стандарта GSM TC-65; конвертер

MOXA ICF-1150-M-ST; коммутатор Ethernet 3СОМ 2808

1 комплект

Шкаф УССВ

преобразователь интерфейса ADAM 4520 D2E; блок питания ADAM 4520 PWR-242

1 комплект

Шкаф конвертора

(конвертор MOXA ICF-1150-M-ST; блок питания конвертора TracoPower TLC 024-124)

1 комплект

Приемник сигналов GPS

GARMIN GPS35-HVS

1 шт.

АРМ

Intel PIV/3,0/1024Mb/ 320Gb/DVD-W/Win XP Pro/

MS Offise/TFT 19”

1 шт.

Программное обеспечение

ПО «Альфа-Центр» AC_PE_3O

1 комплект

Программное обеспечение

ПО «Альфа-Центр» Laptop ACL

1 комплект

Методика поверки

МП 1270/446-2012

1

Паспорт-формуляр

СТПА.411711.АО1.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП 1270/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Артем». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в апреле 2012 года.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- Счётчик Альфа A1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006 утверждённой ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в мае 2006 г.;

- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки. ДИЯМ.466215.005 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 году;

- оборудование для поверки ИВК в соответствии с методикой поверки ИВК «Альфа-Центр» (ДЯИМ.466453.006МП), утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами «МИР РЧ-01»;

- радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);

- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 330 кВ «Артем». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений 007/01.00316-2012/2012 от 25.05.2012

Нормативные документы

1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов   на

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.

5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Смотрите также

50205-12
МАК-4 Устройства сбора и передачи данных
ООО "Промсвязьдизайн", г.Москва
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО ┌Строительные материалы√ (далее по тексту ╞ АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффекти...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговой подстанции "Тундуш" Южно-Уральской ЖД ╞ филиала ОАО "Российские Железные Дороги" в границах Челябинской области (далее по тексту - АИИС КУЭ)...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система измерительная САУ пылепитателями, питателями сырого угля и шиберами воздуха мельниц котла ТП-87 № 10 Западно-Сибирской ТЭЦ ╞ филиала ОАО ┌ЕВРАЗ ЗСМК√ (далее ИС) предназначена для измерений давления пара, разрежения воздуха, разности давл...
Default ALL-Pribors Device Photo
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии и мощности ООО ┌СерФи√ (далее ╞ АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленн...