56002-13: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Щекиноазот" (3 очередь) - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Щекиноазот" (3 очередь)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 56002-13
Производитель / заявитель: ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва
Скачать
56002-13: Описание типа СИ Скачать 102.7 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Щекиноазот" (3 очередь) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 56002-13
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Щекиноазот" (3 очередь)
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 1496 п. 34 от 19.12.2013
Производитель / Заявитель

ЗАО "Центр промышленной автоматизации", г.Москва

 Россия 

Поверка

Методика поверки / информация о поверке МП 4222-2012АС001-5040099482-2013
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 22.12.2024

Поверители

Скачать

56002-13: Описание типа СИ Скачать 102.7 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ОАО «Щекиноазот» (3 очередь ) (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения измерений активной, реактивной электрической энергии, потребляемой объектами ОАО «Щекиноазот», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ реализована в объеме третьей пусковой очереди АИИС КУЭ ОАО «Щекиноазот» и представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

• измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,

• периодический (1 раз в сутки) 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 специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

• передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

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

• диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК) - (9 точек измерения), содержит в своем составе:

• измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001;

• измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001;

• вторичные измерительные цепи тока и напряжения;

• счетчики электрической энергии счетчики активной и реактивной электроэнергии EPQS122.23.17.LL класса точности 0,5S/0,5 и EPQS111.21.18.LL класса точности 0,2S/0,5 по ГОСТ Р 52323-05 для активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-05 для реактивной электроэнергии.

2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) содержит в своем составе:

• устройство терминальный контроллер TK-16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (далее - УСПД) ГР №27781-04 (1шт);

Лист № 2

Всего листов 8

• устройство Шлюз E-422GSM для автоматизации измерений и учета энергоресурсов (далее-УСПД), ГР №46553-11 (2 шт);

• каналообразующая аппаратура.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе:

• сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений;

• технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;

• радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (далее УССВ),ГР№ 40586-09;

• технические средства приема-передачи данных.

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 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 посредством линий связи RS - 485 каждые 30 минут поступает в УСПД. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

ИВК с периодичностью не реже чем один раз в сутки производится автоматизированный сбор результатов измерений с УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД. На верхнем - третьем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ создана на основе УССВ РСТВ-01-01, в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с сервером. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение превышающее ± 2 с (программируемый параметр). Часы счетчика 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 (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.

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.

В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков и информационных цепей.

Лист № 3

Всего листов 8 Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется аппаратно - программный комплекс (АПК) для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора (СС) и сервер базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».

Программные средства СС 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 ИВК «Телескоп+» версия 4.04, ПО СОЕВ.

Идентификационные данные программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» версия 4.0.4 приведены в Таблице 1.

Таблица 1

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификац ионный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

Сервер сбора данных

Server_MZ4.dll

1.0.1.1

f851b28a924da7cde 6a57eb2ba15af0c

MD5 checksums generated by MD5summer

Пульт диспетчера

PD_MZ4.dll

1.0.1.1

2b63c8c01bcd61c4f 5b15e097f1ada2f

АРМ Энергетика

ASCUE_MZ4.dll

1.0.1.1

cda718bc6d123b63a 8822ab86c2751ca

На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние

пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Пересчёт происходит в базе данных (БД) при формировании отчетов. Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и фиксацией изменений в журнале событий.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты в соответствии с МИ 3286-2010- «высокий».

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК), значение характеристик погрешности АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Таблица 2.

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

Первомайска я ТЭЦ, КЛ-110кВ ПТЭЦ-Восточная 1

ТОГФ-110 600/5; КТ 0,5 А.Зав. № 344 В.Зав. № 346 С.Зав. № 343

НКФ-110-57 110000/^3:100/^3

КТ 0,5 А . Зав.№ 934854 В.Зав.№ 934851 С.Зав.№ 934853

EPQS 122.23.17LL КТ 0,5s/0,5 Зав.№ 01138951

Шлюз Е-422 GSM №110519

А

Р

±1,8

±2,2

±3,3

±4,7

2

Первомайска я ТЭЦ, КЛ-110кВ ПТЭЦ-Восточная 2

ТОГФ-110 600/5; КТ 0,5 А.Зав. № 345 В.Зав. № 348 С.Зав. № 347

НКФ-110-57 110000/^3: 10()/\3

КТ 0,5 А.Зав.№ 934850 В.Зав.№ 915352 С.Зав.№ 934852

EPQS 122.23.17LL КТ 0,5s/0,5 Зав.№ 01138955

±1,8

±2,2

±3,3

±4,7

3

ПС 110/6кВ №140 (Восточная), РУ-6кВ, яч.

22 - Т-1 ТП-20 КуАз

ТПЛ-10-М 300/5; КТ 0,5 А.Зав. № 2905 С.Зав. №2906

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 А,В,С

Зав.№ 3473

EPQS 122.23.17LL КТ 0,5s/0,5 Зав.№ 01138954

Шлюз Е-422 GSM №110904

±1,8

±2,2

±3,3

±4,7

4

ПС 110/6кВ№140 (Восточная), РУ-6кВ, яч. 51 - Т-2 ТП-20 КуАз

ТПЛ-10-М 300/5;КТ 0,5 А.Зав. № 2971 С.Зав. № 2972

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 А,В,С Зав.№ 2471

EPQS 122.23.17LL КТ 0,5s/0,5 Зав.№ 01138944

±1,8

±2,2

±3,3

±4,7

5

ПС 110/6кВ№140 (Восточная), РУ-6кВ, яч. 10 - Т-1 ТП-22,21 КуАз

ТПЛ-10-М 300/5; КТ 0,5 А.Зав. № 2973 С.Зав. №2974

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 А,В,С Зав.№ 3473

EPQS 122.23.17LL КТ 0,5s/0,5 Зав.№ 01138945

±1,8

±2,2

±3,3

±4,7

6

ПС 110/6кВ№140 (Восточная), РУ-6кВ, яч. 39 - Т-2 ТП-22,21 КуАз

ТПЛ-10-М 300/5;КТ 0,5 А.Зав. № 2916 С.Зав. № 2917

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 А,В,С Зав.№ 2471

EPQS 122.23.17LL КТ 0,5s/0,5 Зав.№ 01138997

±1,8

±2,2

±3,3

±4,7

7

ПС 110/6кВ№140 (Восточная), РУ-6кВ, яч.

19 -Т-1 ТП-23,24 КуАз

ТПЛ-10-М

300/5; КТ 0,5

А. Зав. №2804

С. Зав. №2812

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 А,В,С

Зав.№ 196

EPQS 122.23.17LL КТ 0,5s/0,5 Зав .№01138947

±1,8

±2,2

±3,3

±4,7

8

ПС 110/6кВ№140 (Восточная), РУ-6кВ, яч. 42 - Т-2 ТП-23,24 КуАз

ТПЛ-10-М

300/5;КТ 0,5

А.Зав. № 2609

С.Зав. № 2975

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 А,В,С

Зав.№ 247

EPQS 122.23.17LL КТ 0,5s/0,5 Зав .№01138950

±1,8

±2,2

±3,3

±4,7

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

9

ПС 6/0,4 кВ № 44, РУ-6, яч.16 - ЗАО "Стальинвест " ввод 2

ТПЛ-10-М 400/5;КТ 0,5 А.Зав. № 2965 С. Зав.№3009

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 А,В,С Зав.№ 44-2-11

EPQS 111.21.18LL КТ 0,2s/0,5 Зав.№ 461889

TK-16L №200601006

А

Р

±1,3 ±2,2

±2,9

±4,7

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

• напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;

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

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

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

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

• сила тока от 0,05^1ном до 1,2-1ном ;

• температура окружающей среды:

для счетчиков электроэнергии от минус 40 до плюс 60°С ; для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001; для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001; для устройств автоматизации измерений и учета энергоресурсов (УСПД) от минус 40 до плюс 60°С; для сервера от плюс 10 до плюс 35 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,05 1ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до +40 °С.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Щекиноазот » порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- счетчик электроэнергии EPQS- среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;

- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 1в = 2 ч;

- устройство TK-16L для автоматизации измерений и учета энергоресурсов - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

- устройство «Шлюз E-422GSM» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов -среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

Лист № 6

Всего листов 8

- радиосервер точного времени РСТВ-01-01 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;

- сервер (параметры надежности: коэффициент готовности Кг = 0,99, среднее время восстановления работоспособности te = 30 мин).

Надежность системных решений:

• резервирование питания с помощью устройства АВР;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;

Регистрация событий:

в журнале счётчика:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени;

• журнал ИВК:

- параметрирование;

- попытка не санкционируемого доступа;

- коррекция времени;

Защищённость применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера.

• защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

- установка пароля на счётчик;

- установка пароля на сервер;

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- 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 2730 часов.

- сервер баз данных обеспечивает хранение результатов измерений, состояний средств измерений на срок не менее 3,5 лет.

- устройства TK-16L, ШЛЮЗ E-422(GSM) для автоматизации измерений и учета энергоресурсов обеспечивают хранение данных о электропотреблении (профиль нагрузки счетчиков), не менее 45 суток, время сохранения измерительной информации в устройстве при пропадании напряжения питания-10 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на создание АИИС КУЭ, а также эксплуатационной документацией - формуляром (ФО 4222-2012АС001-5040099482-2013

Поверка

осуществляется в соответствии с документом о поверке:

- система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии. Методика поверки. МП 4222-2012АС001-5040099482-2013 , утверждена ГЦИ СИ ФБУ «Самарский ЦСМ» 13 ноября 2013г..

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- средства измерений падения напряжения в линии соединении счетчика с ТН в

соответствии с утвержденным документом «Методика выполнения измерений падения напряжения в линии соединения с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации».

- 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» Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

- средства измерений по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- средства измерений вторичной нагрузки ТН в соответствии с МИ 3196-2009.

«Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- счетчиков EPQS - по методике поверки РМ 1039597-26:2002 «Счётчик

электрической энергии многофункциональный EPQS», утвержденной Государственной службой метрологии Литовской Республики;

- устройство сбора и передачи данных «ТК-161.» - в соответствии с разделом

«Методика поверки» руководства по эксплуатации АВБЛ.002.003.РЭ (на комплексы аппаратно-программные для автоматизации учета электроэнергии «ТЕЛЕСКОП»), утвержденного ГЦИ СИ ВНИИМС в 2004 г.;

- устройство «ШЛЮЗ E-422(GSM)» - в соответствии с методикой поверки

АВБЛ.468212.036 МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;

- радиосерверов точного времени РСТВ-01-01 - в соответствии с разделом 5 в

Руководстве по эксплуатации «ПЮЯИ.468212.039РЭ», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в январе 2009 г.

- радиочасы МИР РЧ-01, ПГ±1 мкс;

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в автоматизированной информационноизмерительной системе коммерческого учёта электроэнергии ОАО «Щекиноазот» (3 очередь) приведены в документе - «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учёта электроэнергии (мощности) ОАО «Щекиноазот» (3 очередь) для оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) - ЦПА.424340.02-ЩА.МИ. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 73/01.00181-2008/2013 от 05 ноября 2013г.

Лист № 8

Всего листов 8

Нормативные документы

1) ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие

технические условия».

2) ГОСТ 7746-2001     «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

3) ГОСТ 1983-2001     «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

4) ГОСТ Р 8.596-2002   «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения».

5) ГОСТ Р 52322-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 2I. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2».

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».

8) Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Щекиноазот». Технорабочий проект ЦПА.424340-ЩА.РД (Пояснительная записка. Рабочая документация).

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Смотрите также

56005-13
81150А, 81160А, 81180А, 81180В Генераторы сигналов сложной/произвольной формы
Фирма "Keysinght Technologies Microwave Products (M) Sdn.Bhd", Малайзия;Фирма "Keysinght Technologies Deutschland GmbH", Германия;Фирма "Keysinght Technologies Israel", Израиль