Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" в части присоединения ПС 110 кВ Карат, отпайка от ВЛ-110 кВ Златоуст-Ургала I цепь
Номер в ГРСИ РФ: | 76106-19 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО ИТФ "Системы и технологии", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго» в части присоединения ПС 110 кВ Карат, отпайка от ВЛ-110 кВ Златоуст-Ургала I цепь предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго», сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках действующих регламентов и нормативно-правовых актов Российской Федерации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 76106-19 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" в части присоединения ПС 110 кВ Карат, отпайка от ВЛ-110 кВ Златоуст-Ургала I цепь |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
АО Группа Компаний "Системы и Технологии", г.Владимир
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
76106-19: Описание типа СИ | Скачать | 99.2 КБ | |
76106-19: Методика поверки МП З-2019 | Скачать | 7.8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго» в части присоединения ПС 110 кВ Карат, отпайка от ВЛ-110 кВ Златоуст-Ургала I цепь предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго», сбора, хранения, обработки и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках действующих регламентов и нормативно-правовых актов Российской Федерации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 5.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), программное обеспечение (далее -ПО) ПК «Энергосфера».
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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка.
Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) осуществляется с уровня ИВК настоящей системы с использованием электронной подписи субъекта рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ, ИВК).
Синхронизация шкал времени ИИК, ИВКЭ, ИВК с единым координированным временем обеспечивается УСПД, которое периодически (1 раз в 1 с) сравнивает собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по сигналам GPS, получаемым от модуля GPS, входящего в его состав. УСПД производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой UTC при расхождении шкалы времени УСПД и модуля GPS на ±0,1 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений астрономического времени УСПД (с источником точного времени) составляют ±0,2 с/сут.
Сравнение шкалы времени УСПД, со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи с УСПД один раз в сутки. Синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УСПД производится при наличии расхождения ±4 с.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД, осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При расхождении шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД ±3 с, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и сервера АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части программного
обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 7.0 |
Цифровой идентификатор ПО (по MD5) Наименование программного модуля ПО: pso_ metr.dll |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электрической энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
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 таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование точки измерения |
Состав измерительного канала |
Вид электрической энергии и мощности | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/Сервер | |||
1 |
ПС 110 кВ Карат, ОРУ 110 кВ отпайка от ВЛ 110 кВ Златоуст-Ургала I цепь |
TG 300/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 30489-09 |
CPA 123 110000/^3:100/^3 Кл. т. 0,5 Рег. № 15852-06 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 |
УСПД: ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 Сервер: HP Proliant DL380G6 |
активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||||
Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % | ||||||
cos ф = 1 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) |
11ном<11<1,211ном |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 |
0,211ном<11<11ном |
0,9 |
1,2 |
2,2 |
1,0 |
1,4 |
2,3 | |
0,0511ном<11<0,211ном |
1,1 |
1,6 |
2,9 |
1,2 |
1,8 |
3,0 | |
0,0111ном<11<0,0511ном |
1,8 |
2,9 |
5,4 |
2,0 |
3,0 |
5,5 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия и мощность)
Номер ИК |
Диапазон тока |
Метрологические характеристики ИК | |||
Г раницы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % |
Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95 (±6), % | ||||
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
1 |
11ном<11<1,211ном |
1,9 |
1,2 |
2,4 |
2,0 |
0,211ном<11<11ном |
1,9 |
1,2 |
2,4 |
2,0 | |
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) |
0,0511ном<11<0,211ном |
2,4 |
1,5 |
2,9 |
2,2 |
0,0211ном<11<0,0511ном |
4,4 |
2,7 |
4,7 |
3,1 |
Примечания:
1 . Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).
2 . В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
1 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до101 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- коэффициент мощности cos9 |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
- коэффициент мощности cos9 |
от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков и УСПД, °С |
от +5 до +35 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
140000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
50000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
УСПД - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Г лубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
113 |
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
УСПД: - график средних мощностей за интервал 30 мин, суток, не менее: |
45 |
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени УСПД.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго» в части присоединения ПС 110 кВ Карат, отпайка от ВЛ-110 кВ Златоуст-Ургала I цепь типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, экз. |
Трансформаторы тока |
TG |
3 |
Трансформаторы напряжения |
CPA 72-500 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
Устройства сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
1 |
Сервер АИИС КУЭ |
HP Proliant DL380G6 |
1 |
Методика поверки |
МП 3-2019 |
1 |
Формуляр |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 3-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго» в части присоединения ПС 110 кВ Карат, отпайка от ВЛ-110 кВ Златоуст-Ургала I цепь. Методика поверки», утвержденному АО ГК «Системы и Технологии» 20.06.2019 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.
- устройство синхронизации времени УСВ-2, измеряющее текущие значения времени и даты по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS (Рег. № 41681-10);
- термогигрометр «Ива-6А-КП-Д»: диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 90 %, дискретность 0,1 % (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 1999 мТл (Рег. № 28134-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго» в части присоединения ПС 110 кВ Карат, отпайка от ВЛ-110 кВ Златоуст-Ургала I цепь (АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго» в части присоединения ПС 110 кВ Карат, отпайка от ВЛ-110 кВ Златоуст-Ургала I цепь), аттестованной АО ГК «Системы и технологии», регистрационный номер в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений RA.RU.312308.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения