53769-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии №029 ПС 330 кВ "Кропоткин" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии №029 ПС 330 кВ "Кропоткин"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 53769-13
Производитель / заявитель: ООО "Ростовналадка", г.Ростов-на-Дону
Скачать
53769-13: Описание типа СИ Скачать 232.8 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии №029 ПС 330 кВ "Кропоткин" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 53769-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии №029 ПС 330 кВ "Кропоткин"
Класс СИ 34.01.04
Год регистрации 2013
Страна-производитель  Россия 
Информация о сертификате
Срок действия сертификата ..
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E
Дата протокола Приказ 587 п. 05 от 13.06.2013
Производитель / Заявитель

ООО "Ростовналадка", г.Ростов-на-Дону

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 53769-13
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

53769-13: Описание типа СИ Скачать 232.8 КБ
Свидетельство об утверждении типа СИ Открыть ...

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии №029 ПС 330 кВ «Кропоткин» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, измерений времени в координированной шкале времени UTC.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

- периодический (1 раз в 30 минут) и /или по запросу автоматический сбор результатов измерений о приращениях электрической энергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;

- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

- автоматическое ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ), с помощью которой осуществляется введение поправки часов относительно координированной шкалы времени UTC в АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5; измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5; счётчики активной и реактивной электрической энергии типа Альфа А2 класса точности 0,2S для активной электрической энергии и 0,5 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (три точки измерений).

2 -й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) «RTU-325».

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) территориально распределен и включает в себя центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АИИС КУЭ ЕНЭС исполнительного аппарата ОАО «ФСК ЕЭС» (на базе СПО «Метроскоп»), ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга (на базе ПО «АльфаЦЕНТР»), каналообразующую аппаратуру.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электрической энергии, с помощью которого производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной электрической мощности. На основании средних значений электрической мощности измеряются приращения электрической энергии за интервал времени 30 мин.

Результаты измерений активной и реактивной электрической энергии, а также журналы событий со счётчиков передаются в УСПД, с помощью которого производится накопление и хранение результатов измерений по подстанции и дальнейшая передача на третий уровень АИИС КУЭ в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга, осуществляющий сбор, обработку и хранение полученных данных. Далее информация поступает в ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС ИА ОАО «ФСК ЕЭС», который осуществляет хранение, подготовку и передачу данных с использованием средств электронно-цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), реализованной с помощью приемников сигналов точного времени. Время в АИИС КУЭ синхронизируется со шкалой координированного времени UTC. Коррекция времени в УСПД производится автоматически один раз в час при условии превышения допускаемого рассогласования ± 1 с. Коррекция времени счетчиков осуществляется при каждом обмене данными с УСПД, при условии расхождения времени между УСПД и счетчиками на ±1 с и более. Коррекция времени ИВК производится автоматически при обнаружении рассогласования со временем приемника сигналов точного времени.

Журналы событий счетчиков электрической энергии 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.

Механическая защита от несанкционированного доступа обеспечивается пломбированием:

- счетчика электрической энергии;

- промежуточных клеммников вторичных цепей;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера.

Защита информации на программном уровне обеспечивается:

- установкой пароля на счетчик;

- установкой пароля на УСПД;

- установкой паролей на сервер, предусматривающих разграничение прав доступа к результатам измерений для различных групп пользователей;

- возможностью применения электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений.

Программное обеспечение

Функции программного обеспечения (метрологически не значимой части):

- периодический (1 раз в 30 минут) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений с заданной дискретностью учета (30 минут);

- автоматическая регистрация событий в «Журнале событий»;

- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в специализированной базе данных;

- автоматическое получение отчетов, формирование макетов согласно требованиям получателей информации, предоставление результатов измерений и расчетов в виде таблиц, графиков с возможностью получения печатной копии;

- использование средств электронной цифровой подписи для передачи результатов измерений в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ (КО));

- конфигурирование и параметрирование технических средств программного обеспечения;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

- сбор недостающих данных после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;

- передача данных по присоединениям в сервера ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ и другим субъектам ОРЭ, заинтересованным в получении результатов измерений;

- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ.

Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- обработка результатов измерений в соответствии с параметрированием УСПД;

- автоматическая синхронизация времени.

И дентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

СПО «Метроскоп» (ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС ИА ОАО «ФСК ЕЭС»)

DataServer.exe, DataServer_USPD. exe

1.00

d233ed6393702747

769a45de8e67b57e

md5 (Хеш сумма берется от склейки файлов)

ПО «АльфаЦЕНТР» (ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга)

Драйвер чтения данных из файла ameta.exe

3.29.2.0

35b3e2dc5087e2e4

d3c4486f8a3c20e4

md5

Драйвер чтения данных из файла ametc.exe

3.29.2.0

c8aad3ec27367bf8

072d757e0a3c009b

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД amra.exe

3.29.4.0

764bbe1ed87851a0

154dba8844f3bb6b

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД amrc.exe

3.29.4.0

b3bf6e3e5100c068

b9647d2f9bfde8dd

Программа -планировщик опроса и передачи данных amrserver.exe

3.29.4.0

582b756b2098a6da bbe52eae57e3e239

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

ПО «АльфаЦЕНТР» (ЦСОД АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Юга)

Биллинговый сервер billsrv.exe

3.27.0.0

7ddbaab9ee48b3b9

3bb8dc5b390e73cf

md5

Драйвер работы с БД cdbora2.dll

3.29.0.0

7dfc3b73d1d1f209

cc4727c965a92f3b

Библиотека шифрования пароля счетчиков Encryptdll.dll

2.0.0.0

0939ce05295fbcbb

ba400eeae8d0572c

Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010 и обеспечивается:

- установкой пароля на счетчик;

- установкой пароля на сервер;

- защитой результатов измерений при передаче информации (использованием электронной цифровой подписи).

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики - влияния нет.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их метрологические характеристики.

№ точки измере ний

Наимено вание объекта

Состав измерительных каналов (тип, коэффициент, класс точности, регистрационный номер в реестре федерального информационного фонда РФ)

Вид электри ческой энергии

Границы допускаемой относительной погрешности с вероятностью 0,95

1 уровень

2 уровень

3 уровень

основной, %

в рабочих условиях, %

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

ИВК

1

Ф.27 «Ростэк»

ТЛП-10-6 600/5

Кл.т. 0,5 №3070908

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 №16687-07

A2R1-4-AL-C29-T Кл. т.

0,2S/0,5 №2742809

RTU 325 №1949503

ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метро-скоп) №4504810

Активная,

Реактивная

±1,0

±2,6

±2,9

±4,6

№ точки измере ний

Наимено вание объекта

Состав измерительных каналов (тип, коэффициент, класс точности, регистрационный номер в реестре федерального информационного фонда РФ)

Вид электри ческой энергии

Границы допускаемой относительной погрешности с вероятностью 0,95

1 уровень

2 уровень

3 уровень

основной, %

в рабочих условиях, %

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

ИВК

2

Ф.28 «Ростэк»

ТЛП-10-6 600/5

Кл.т. 0,5 №3070908

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 №16687-07

A2R1-4-AL-C29-T Кл. т.

0,2S/0,5 №2742809

RTU 325 №1949503

ИВК АИИС КУЭ ЕНЭС (Метро-скоп) №4504810

Активная,

Реактивная

±1,0

±2,6

±2,9

±4,6

3

Ф.29 «Ростэк»

ТЛП-10-6 600/5

Кл.т. 0,5 №3070908

НАМИТ-10-2 6000/100 Кл.т. 0,5 №16687-07

A2R1-4-AL-C29-T Кл. т.

0,2S/0,5 №2742809

Примечания:

1. Характеристики погрешности приведены для измерений электрической энергии и средней электрической мощности (получасовой);

2. Характеристики погрешности приведены для следующих диапазонов значений влияющих величин нормальных условий эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,98 ... 1,02) ином; ток (1 ... 1,2) 1ном, cosф = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

3. Характеристики погрешности приведены для следующих диапазонов значений влияющих величин рабочих условий эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,9 ... 1,1) ином; ток (0,05 ... 1,2) 1ном;

- температура окружающей среды:

для измерительных трансформаторов от минус 40 до 70 °С,

для счетчиков типа Альфа А2 от минус 40 до 60 °С;

для УСПД RTU-325 от 0 до +75 °С.

4. Характеристики погрешности в рабочих условиях эксплуатации приведены для 1=0,051ном, cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от + 5 до + 35 °С.

Пределы допускаемой поправки часов относительно координированной

шкалы времени UTC                                                         ± 5 с.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счётчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 48 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч;

- сервер - коэффициент готовности Кг=0,99, среднее время наработки на отказ не менее Т = 89 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Глубина хранения информации:

- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 30 лет.

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электрической энергии по каждому ИК - не менее 35 суток (функция автоматическая); при отключении питания -не менее 3 лет.

- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).

3нак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится вверху слева на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии №029 ПС 330 кВ «Кропоткин».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии №029 ПС 330 кВ «Кропоткин» приведена в разделе 5 паспорта-формуляра «АИИС КУЭ №029 ПС 330 кВ «Кропоткин». Паспорт-формуляр. РКПН.422231.187.00. ФО».

Поверка

осуществляется по документу МП 53769-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии №029 ПС 330 кВ «Кропоткин». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 08 апреля 2013 г.

Рекомендуемые средства поверки:

- мультиметры Ресурс-ПЭ - 2 шт.;

- радиочасы РЧ-011/2.

Сведения о методах измерений

Методика измерений электрической энергии приведена в документе «ГСИ. Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии №029 ПС 330 кВ «Кропоткин». Свидетельство об аттестации № 01.00230 / 5 - 2013 от 08.04.2013 г.

Нормативные документы

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

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

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
5377-90
6047 АД-500-2К-М и 6048 АД-2000-2К-М Дозаторы весовые
Приборостроительный завод, Украина, г.Овруч
53770-13
Cintra мод. 1010, 2020, 3030 и 4040 Спектрофотометры
Фирма "GBC Scientific Equipment Pty Ltd.", Австралия
53772-13
МАК 100 Модули автоматического контроля оптических волокон
ЗАО "Институт информационных технологий", Беларусь, г.Минск