Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Горнозаводскцемент"
| Номер в ГРСИ РФ: | 80477-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ЭнергоПромРесурс", г. Красногорск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Г орнозаводскцемент» (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 | 80477-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Горнозаводскцемент" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 048 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоПромРесурс" (ООО "ЭнергоПромРесурс"), г. Красногорск
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 12.05.2024 |
Поверители
Скачать
| 80477-20: Описание типа СИ | Скачать | 465.6 КБ | |
| 80477-20: Методика поверки МП ЭПР-296-2020 | Скачать | 12.6 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Г орнозаводскцемент» (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 трехуровневую 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и хранения данных (сервер), программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), 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.
Для измерительного канала (ИК) № 6 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер.
Для ИК №№ 1-5, 7-10 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, её передача на сервер, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На сервере 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.
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленного формата от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже 1 раза в час, корректировка часов сервера производится при обнаружении расхождения часов сервера с УСВ.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний часов УСПД с часами сервера на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД (для ИК №№ 1-5, 7-10)
осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами УСПД на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера (для остальных ИК) осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД 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 «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
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 |
УСПД |
УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
1 |
ПС 6 кВ Заводская, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, КЛ 6 кВ Заводская 1 |
ТПЛ-10М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 4795816 Фазы: А; С |
НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 5046018 |
RTU-327 Рег. № 4190709 |
УСВ-3 Рег. № 6424216 |
Сервер ПАО «Г орно-заводскцемент» |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
2 |
ПС 6 кВ Заводская, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, КВЛ 6 кВ Заводская 3 |
ТПЛ-10М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 4795816 Фазы: А; С |
НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 5046018 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | |||
|
3 |
ПС 6 кВ Заводская, РУ 6 кВ, 3 СШ 6 кВ, КВЛ 6 кВ Заводская 2 |
ТПЛ-10М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 4795816 Фазы: А; С |
НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 5046018 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | |||
|
4 |
ПС 6 кВ Четвертая, РУ-6 кВ, СШ 6 кВ, КВЛ 6 кВ Дробилка |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 4795811 Фазы: А; С |
НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 5046018 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
5 |
ПС 6 кВ ПССМ, РУ-6 кВ, СШ 6 кВ, КВЛ 6 кВ Известковая мука |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,2S 100/5 Рег. № 4795811 Фазы: А; С |
НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 5119918 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 5046018 |
RTU-327 Рег. № 4190709 |
УСВ-3 Рег. № 6424216 |
Сервер ПАО «Г орно-заводскцемент» |
Активная Реактивная |
1,0 1,8 |
2,2 4,0 |
|
6 |
ТП-13 6 кВ, РУ-0,4 кВ, сш 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 5266713 Фазы: А; В; С |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 6445016 |
- |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | ||
|
7 |
ПС 110 кВ Сланцы, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, Ввод №1 |
ТШЛ-10 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 6418216 Фазы: А; С |
НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 5119912 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 5046018 |
RTU-327 Рег. № 4190709 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 | ||
|
8 |
ПС 110 кВ Сланцы, РУ-6 кВ, ТСН-1 ввод-0,4 кВ |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 5266713 Фазы: А; В; С |
— |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 6445016 |
Активная Реактивная |
1,0 2,1 |
3,2 5,5 | |||
|
9 |
ПС 110 кВ Сланцы, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, Ввод №2 |
ТШЛ-10 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 3972-03 Фазы: А; С |
НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 5119912 Фазы: АВС |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 5046018 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,6 |
|
10 |
ПС 110 кВ Сланцы, РУ-6 кВ, ТСН-2 ввод-0,4 кВ |
Т-0,66 Кл.т. 0,5 S 50/5 Per. № 52667-13 Фазы: А; В; С |
— |
псч-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 64450-16 |
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентоЕ времени UTC(SU)
|
Активная Реактивная |
1,0 2Д |
з,з 5,5 | |||
|
АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы |
±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 для ИК №№ 4, 5, 7, 9, 10 указана для тока 2 % ОТ 1ном, для остальных ИК - 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 УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов, а также 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 |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
10 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИК №№ 4, 5, 7, 9, 10 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 95 до 105 от 1 до 120 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИК №№ 4, 5, 7, 9, 10 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +40 от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 2 100000 2 45000 2 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (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 проходные |
ТПЛ-10М |
6 |
|
Трансформаторы тока проходные |
ТПОЛ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
9 |
|
Трансформаторы тока шинные |
ТШЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-10 |
2 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 У3 |
7 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК |
10 |
|
Устройства сбора и передачи данных |
RTU-327 |
1 |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Сервер ПАО «Г орнозаводскцемент» |
— |
1 |
|
Методика поверки |
МП ЭПР-296-2020 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ЭНПР.411711.048.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-296-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Горнозаводскцемент». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.10.2020 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»;
- для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
- для RTU-327 - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 30.09.2009 г.;
- для УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «ГСИ. Устройство синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
- 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 ПАО «Горнозаводскцемент», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
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
