62682-15: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10 кВ ООО "Континентал Калуга" - Производители, поставщики и поверители

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10 кВ ООО "Континентал Калуга"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 62682-15
Производитель / заявитель: ЗАО "Энергометрология", г.Москва
Скачать
62682-15: Описание типа СИ Скачать 111.5 КБ
Нет данных о поставщике
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10 кВ ООО "Континентал Калуга" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 62682-15
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10 кВ ООО "Континентал Калуга"
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 01
Производитель / Заявитель

ООО "Энергометрология", г.Москва

Поверка

Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Актуальность информации 17.11.2024

Поверители

Скачать

62682-15: Описание типа СИ Скачать 111.5 КБ

Описание типа

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной 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

е диному календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

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

• передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

• предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-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 функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

1-ый уровень системы - информационно-измерительный комплекс (ИИК) состоит из измерительных трансформаторов тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-2001, многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03 класса точности (КТ) 0,5S/1 в ГР № 36697-12 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (2 точки измерения).

2-ой уровень-информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) состоит из сетевого индустриального контроллера «Сикон С 70» в ГР № 28822-05, технических средств приема-передачи данных, каналов связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий уровень - информационно - вычислительный комплекс (ИВК) состоит из сервера базы данных HP Proliant BL460 Gen8, с установленным ПО «Пирамида 2000», устройства

синхронизации времени УСВ-2 (ГР№41681-10), принимающего сигналы точного времени от спутников    глобальный    системы    позиционирования GPS,    коммуникаторов,

автоматизированного рабочего места (АРМ), а также совокупности аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сетевого индустриального контроллера (далее-УСПД), где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации времени УСВ-2, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования GPS и Глонасс. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Синхронизация времени УСПД от УСВ-2 происходит ежесекундно. Коррекция осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ-2 на величину более чем ±1 с.Синхронизация времени сервера БД от часов УСПД происходит каждые 30 минут. Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера БД на величину более чем ±1 с.Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД один раз в сутки, при расхождении времени более ±2 с УСПД производит корректировку времени в счетчиках.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Передача информации в организации-участникам оптового и розничного рынков электроэнергии осуществляется с сервера по основному и резервному каналам связи.

Программное обеспечение

В системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга» установлено программное обеспечение (ПО)-«Пирамида 2000». (Версия 30.01/2014/C-5) Идентификационные данные (признаки) приведены в таблице 1.

Идентификационные данные (признаки)

Значения

1

2

Наименование ПО

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Наименование ПО

Модуль расчета небаланса э нергии/мощности

Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f

Наименование ПО

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

d79874d10fc2b156 a0fdc27e 1 ca480ac

Наименование ПО

Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83

Наименование ПО

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Наименование ПО

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Наименование ПО

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48

Продолжение таблицы 1

1

2

Наименование ПО

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f

Наименование ПО

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75

Наименование ПО

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО

1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014-высокий.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию.

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). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и опломбированием сервера.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты (разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), 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.

Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.

Технические характеристики

Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в таблице 2.

Номер канала

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

УСПД

Вид электроэнергии

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК,±(%)

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК в рабочих условиях ,±(%)

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ввод № 1 от фидера 4 ПС-19 "Восток"

ТОЛ 10-1-8 2000/5 КТ 0,5S

ЗНОЛ.06-10УЗ 10000:^3/100:^3

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03 КТ 0,5S / 1,0

Сикон С 70

А

Р

1,3

2,1

3,0

5,1

2

ввод № 2 от фидера 5 ПС-19 "Восток"

ТОЛ 10-1-8 2000/5 КТ 0,5S

ЗНОЛ.06-10УЗ 10000:^3/100:^3

КТ 0,5

СЭТ-4ТМ.02М.03

КТ 0,5S / 1,0

1,3

2,1

3,0

5,1

Примечания:

1. А - активная электрическая энергия. Р - реактивная электрическая энергия .

2. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98: 1,02) UHOM, ток (0,01^1,2) 1НОМ, cos9 = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20+5) °С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) иНОМ , ток (0,01^1,2) 1НОМ , cos9 от 0,5 инд до 0,8 емк;

допускаемая температура окружающей среды для: измерительных трансформаторов от минус 40°С до + 70°С, многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М от минус 40 до + 60 °С , УСПД «Сикон С70» от минус10 °С до + 50 °С, сервера от +10 С до + 25 С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана при  1=0,05 1ном, cos9 = 0,8 инд и температуры

окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии + 10 °С до + 25 °С.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001; счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии приведены в таблице 3.

Номера каналов

Значение cos ф

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), %

(1)2< 1раб <5

5< фаб <20

20< !раб <100

100< !раб <120

А

Р

А

Р

А

Р

А

Р

1-2

0,5

±5,6

±3,4

±3,2

±2,7

±2,4

±2,5

±2,4

±2,5

0,8

±3,0

±5,1

±1,9

±3,5

±1,5

±3,0

±1,5

±3,0

1

±2,0

Не норм

±1,3

Не норм

±1,1

Не норм

±1,1

Не норм

Надежность применяемых в системе компонентов:

Многофункциональный счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03

- среднее время наработки на отказ не менее Тср =140000 часов,

- средний срок службы - не менее 30 лет,

Сервер

среднее время наработки на отказ не менее Тср = 125000 ч,

среднее время восстановления работоспособности не более te = 0,5 ч;

Трансформатор тока (напряжения):

- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч,

- среднее время восстановления работоспособности не более 1в = 2 ч;

У СПД «Сикон С 70»:

- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =70 000ч,

- средний срок службы, -12 лет;

У СВ-2:

- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =35 000ч,

- средний срок службы, -15 лет;

Надежность системных решений:

- резервирование питания контроллера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

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

Регистрация событий:

в журнале счётчика:

- параметрирование;

- пропадания напряжения;

- коррекция времени;

в журнале УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД.

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:

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

- установка пароля на счётчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер;

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на ИК АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4

Наименование компонента системы

Гос.реестр СИ

Количество (шт.)

Многофункциональные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03, КТ 0,5S/1,0

36697-12

2

Трансформатор тока ТОЛ 10-1-8 , КТ 0,5S

15128-07

6

Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10УЗ, КТ 0,5

3344-08

6

УСПД СИКОН С70

28822-05

1

УСВ-2

41681-10

1

Основной сервер: HP Proliant BL460 Gen8

-

1

АРМ (автоматизированное рабочее место)

-

1

Документация

Методика поверки МП 4222-05-7714348389-2015

1

Формуляр ФО 4222-05-7714348389-2015

1

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-05-7714348389-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга». Методика поверки», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 21.10.2015 г.

Результаты поверки удостоверяются свидетельством о поверке, которое заверяется подписью поверителя и знаком поверки в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

- средства поверки многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ - 4ТМ.02М, СЭТ - 4ТМ.03М». Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

- средства поверки устройства синхронизации времени УСВ-2 в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации системного времени УСВ-2. Методика поверки. ВЛСТ.237.00.000 И1», утвержденная руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.

- средства поверки контроллера сетевого индустриального Сикон С70 в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные «Сикон С70». Методика поверки ВЛСТ.220.00.000И1», утвержденная ВНИИМС в 2005г. контроллеры Сикон С120 в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 520.00.000 И1. Методика поверки, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году.

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), ПГ ±1 мкс;

- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерения напряжения в диапазоне (15-300) В ПГ± 0,2 %; в диапазоне (15-150) мВ, ПГ±2,0 %. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: в диапазоне (0,05 - 0,25) А, ПГ ± 1,0 %; (0,25-7,5) А, ПГ ± 0,3 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учёта электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга» приведены в документе-«Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учёта электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга». Методика аттестована ЗАО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 82-01.00203-2015 от 16.10.2015.

Нормативные документы

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

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

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

■ ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.

■ ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/6 кВ «Томашев Колок» Самарского ПО филиала ОАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения ак...
62680-15
МИК-01 Комплексы мульти-измерительные
ООО "ЭлектроТехноСервис", г.Новосибирск
Комплексы мульти-измерительные МИК-01 (далее по тексту комплексы) предназначены для измерений массовой концентрации пыли при контроле превышения предельно-допустимых значений массовой концентрации пыли и объемной доли метана в воздухе рабочей зоны.
Default ALL-Pribors Device Photo
62675-15
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ "Аткарская"
ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (ФСК ЕЭС), г.Москва
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЕНЭС ПС 220 кВ «Аткарская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Газпром нефтехим Салават» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранен...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Тандер» (9-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения...