Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Ульяновский моторный завод"
| Номер в ГРСИ РФ: | 73771-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергосистемы", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Ульяновский моторный завод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 73771-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Ульяновский моторный завод" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 170 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергосистемы", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 73771-19: Описание типа СИ | Скачать | 100.8 КБ | |
| 73771-19: Методика поверки МП ЭПР-113-2018 | Скачать | 11.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Ульяновский моторный завод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) АКУ «Энергосистема», автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на GSM-модем и далее по каналу связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.
От сервера информация в виде xml-файлов формата 80020 передается на АРМ энергосбытовой организации по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ энергосбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным
субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков и часы сервера. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сравнение часов сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется 1 раз в сутки, коррекция часов сервера производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется 1 раз в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) АКУ «Энергосистема». ПО АКУ «Энергосистема» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО АКУ «Энергосистема». Метрологически значимая часть ПО АКУ «Энергосистема» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО АКУ «Энергосистема» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО АКУ «Энергосистема»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ESS.Metrol ogy.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0227AA941A53447E06A5D1133239DA60 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6) % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 110/6 кВ УМЗ, ЗРУ-6 кВ, 1сш 6 кВ яч.13 |
ТШЛП-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 19198-05 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
HP Proliant ML150 G6 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 |
|
2 |
ПС 110/6 кВ УМЗ, ЗРУ-6 кВ, 2сш 6 кВ яч.35 |
ТШЛП-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 19198-05 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 | |
|
3 |
ПС 110/6 кВ УМЗ, ЗРУ-6 кВ, 3сш 6 кВ яч.14 |
ТШЛП-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 19198-05 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 | |
|
4 |
ПС 110/6 кВ УМЗ, ЗРУ-6 кВ, 4сш 6 кв яч.36 |
ТШЛП-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 19198-05 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ПС 110/6 кВ УМЗ, ЗРУ-6 кВ, 3сш 6 кВ яч.4 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
HP Proliant ML150 G6 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 |
|
6 |
ПС 110/6 кВ УМЗ, ЗРУ-6 кВ, 3сш 6 кВ яч.8 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 | |
|
7 |
ПС 110/6 кВ УМЗ, ЗРУ-6 кВ, 2сш 6 кВ яч.31 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 | |
|
8 |
ПС 110/6 кВ УМЗ, ЗРУ-6 кВ, 2сш 6 кВ яч.45 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 | |
|
9 |
ПС 110/6 кВ УМЗ, ЗРУ-6 кВ, 4сш 6 кВ яч.50 |
ТПК-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 22944-02 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 | |
|
10 |
ПС 110/6 кВ УМЗ, ЗРУ-6 кВ, 2сш 6 кВ яч.33 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
11 |
ПС 110/6 кВ УМЗ, ЗРУ-6 кВ, 4сш 6 кВ яч.42 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
HP Proliant ML150 G6 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 |
|
12 |
ПС 110/6 кВ УМЗ, ЗРУ-6 кВ, 1сш 6 кВ яч.19 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С |
НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС |
Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,2 5,5 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового
идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
12 |
|
Нормальные условия: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
|
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
|
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
|
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
|
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
|
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
|
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
|
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
|
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, | |
|
°С |
от +10 до +30 |
|
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: | |
|
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: | |
|
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
170 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
для сервера: | |
|
хранение результатов измерений и информации состояний | |
|
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
счетчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛП-10 |
8 |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
6 |
|
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПК-10 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии статические трехфазные |
Меркурий 234 |
12 |
|
Сервер |
HP Proliant ML150 G6 |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-113-2018 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭНСТ.411711.170.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-113-2018 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Ульяновский моторный завод». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.11.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства
измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной
системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 5738-76);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L
(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Ульяновский моторный завод», свидетельство об аттестации № 131/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Смотрите также
