Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Климовский трубный завод"
Номер в ГРСИ РФ: | 64495-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "ПраймЭнерго", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Климовский трубный завод» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 64495-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Климовский трубный завод" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "ПраймЭнерго", г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 3 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
64495-16: Описание типа СИ | Скачать | 100.7 КБ | |
64495-16: Методика поверки | Скачать | 979.8 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Климовский трубный завод» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС 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-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных RTU-325L (далее - УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД) - сервер АИИС КУЭ ООО «Климовский трубный завод», промежуточный сервер АИИС КУЭ - сервер ПАО «МОЭСК», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройства синхронизации времени УСВ-3 (далее УСВ-3) и каналообразующую аппаратуру.
Первичные 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.
Для ИК №1,2 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВКЭ по проводным каналам связи, где осуществляется хранение измерительной информации. Далее промежуточный сервер АИИС КУЭ по проводным каналам связи опрашивает УСПД, осуществляет хранение и передачу измерительной информации. Передача информации с промежуточного сервера на сервер АИИС КУЭ ООО «Климовский трубный завод» осуществляется с помощью электронной почты в виде xml-макетов формата 80020, 80030.
Для ИК №3,4 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД АИИС КУЭ по беспроводным (GSM/GPRS) каналам связи, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.
Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД АИИС КУЭ с помощью электронной почты.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК.
Сервер БД АИИС КУЭ оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет сервер БД АИИС КУЭ, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и сервере БД на величину более ±2 с. Корректировка часов сервера БД АИИС КУЭ выполняется автоматически, от УСВ-3. Корректировка часов сервера БД АИИС КУЭ происходит ежесекундно.
Промежуточный сервер АИИС КУЭ - сервер ПАО «МОЭСК» и УСПД ПАО «МОЭСК» оснащены УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Синхронизация времени УСПД ПАО «МОЭСК» от УСВ-3 происходит ежесекундно. Сравнение показаний часов УСПД ПАО «МОЭСК» и сервера ПАО «МОЭСК» происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера на величину более чем ±3 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД и УСПД.
Программное обеспечение
В сервере БД АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
В сервере ПАО «МОЭСК» используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблицах 1-2.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО ПК «Энергосфера»
Идентификационные признаки |
Значение (сервер АИИС КУЭ ООО «Климовский трубный завод») |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Таблица 2 - Метрологические значимые модули ПО «Альфа ЦЕНТР»
Идентификационные признаки |
Значение (сервер ПАО «МОЭСК») |
Идентификационное наименование ПО |
Библиотека метрологически значимой части ac metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.01 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
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.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 3 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Порядковый номер |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС №747 "Весенняя" 110/6 кВ, КРУ-6кВ, 3сш, яч.35, ф.35 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 2245; Зав. № 2244 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4051 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808091048 |
RTU 325L Зав. № 005070 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,8 ±6,6 |
2 |
ПС №747 "Весенняя" 110/6 кВ, КРУ-6кВ, 2сш, яч.6, ф.6 |
ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 10074; Зав. № 14285 |
НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2912 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808094018 |
RTU 325L Зав. № 005070 |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,8 ±6,6 |
3 |
РП-2 6кВ «Климовский трубный завод», РУ-6кВ, 1сш, яч.1-1 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 14-60 005; Зав. № 14-60 004 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 6276; Зав. № 1134; Зав. № 6288 |
Меркурий 230ART-00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 13156632 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,8 ±6,6 |
4 |
РП-2 6кВ «Климовский трубный завод», РУ-6кВ, 2сш, яч.2-1 |
ТЛО-10 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав. № 14-60 007; Зав. № 14-60 006 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 1078; Зав. № 6271; Зав. № 1113 |
Меркурий 230 ART-00 PQCSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 15573643 |
- |
активная реактивная |
±1,2 ±2,8 |
±3,8 ±6,6 |
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) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота -(50+0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 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:
а) для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50+0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
б) ) для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 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:
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М.01 от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии Меркурий 230ART-00 PQCSIDN от минус 40 до плюс 70 °C;
- для счётчиков электроэнергии Меркурий 230 Art-00 PQCSIDN от минус 40 до плюс 70 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии ИК № 1 - 4 от минус 30 до плюс 40 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М.01 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик Меркурий 230ART-00 PQCSIDN - среднее время наработки на
отказ не менее Т = 150000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик Меркурий 230 ART-00 PQCSIDN - среднее время наработки на
отказ не менее Т = 150000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
Лист № 6
Всего листов 9
- УСПД RTU 325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч,
среднее время восстановления работоспособности te = 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 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 45 суток; 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 45 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).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Климовский трубный завод» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Рег. № |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
7069-07 |
2 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
30709-11 |
2 |
Трансформатор тока |
ТЛО-10 |
25433-11 |
4 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
2611-70 |
2 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
3344-72 |
6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.ОЗМ.О1 |
36697-08 |
2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Меркурий 230ART-00 pqcsidn |
23345-07 |
1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный |
Меркурий 230 ART-00 pqcsidn |
23345-07 |
1 |
Устройство сбора и передачи данных |
RTU 325L |
37288-08 |
1 |
У стройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
51644-12 |
2 |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
- |
1 |
Программное обеспечение |
«Альфа ЦЕНТР» |
1 | |
Формуляр |
- |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 64495-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Климовский трубный завод». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2016 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 без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
Лист № 8
Всего листов 9
- счетчиков Меркурий 230ART-00 PQCSIDN - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;
- счетчиков Меркурий 230 ART-00 PQCSIDN - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;
- УСПД RTU 325L - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- УСВ-3 - по документу «Инструкция. Уствройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 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 %;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Климовский трубный завод», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
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.