Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО "ОФ "Распадская"

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 83012-21
Производитель / заявитель: ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир
Поставщик:
Нет данных
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО "ОФ "Распадская" поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО «ОФ «Распадская» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Скачать

83012-21: Описание типа СИ Скачать 342.8 КБ
83012-21: Методика поверки МП 22-2021 Скачать 8.9 MБ

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 83012-21
Наименование Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО "ОФ "Распадская"
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Страна-производитель РОССИЯ
Срок свидетельства (Или заводской номер) 001
Производитель / Заявитель

Общество с ограниченной ответственностью "Автоматизированные системы в энергетике" (ООО "АСЭ"), г. Владимир

РОССИЯ

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО «ОФ «Распадская» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

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), 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) «ЭКОМ-3000» и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных (ССД), сервер обмена данными (СОД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС-приемника типа ИСС, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера».

Первичные фазные 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 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 выхода счетчиков по каналам связи поступает на 2-ой уровень системы, где осуществляется обработка измерительной информации, ее хранение и передача данных по каналам связи на 3-ий уровень системы в ССД, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - 3-ем уровне системы ССД выполняет дальнейшую обработку измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и отображение информации на мониторах АРМ. СОД считывает данные из базы данных ССД и осуществляет передачу в ПАК АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным субъектам и другим заинтересованным организациям 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 измерений по группам точек поставки производит СОД.

АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от других смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС-приемника.

Сравнение шкалы времени ССД со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии любого расхождения шкалы времени ССД со шкалой времени УССВ производится синхронизация шкалы времени ССД.

Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени ССД осуществляется во время сеанса связи с УСПД. При наличии расхождения шкалы времени УСПД со шкалой времени ССД более 2 секунд, производится синхронизация шкалы времени УСПД.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД более 2 секунд, производится синхронизация шкалы времени счетчика.

Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и ССД.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО «ОФ «Распадская».

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 8.1

Наименование программного модуля ПО

pso metr.dll

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

&

м

о

я

Наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД/УССВ/Сервер

Вид электрической энергии и мощности

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС 110 кВ Распадская-1, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. № 19

ТВЛМ-10 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

ЗНОЛ 6000/V3:100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 46738-11

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

УСПД:

«ЭКОМ-3000»

Рег. № 17049-09

УССВ:

ИСС Рег. № 71235-18

СС Д:

HPE ProLiant DL360 Gen10

СОД:

DELL PowerEdge 2950

активная

реактивная

2

ПС 110 кВ Распадская-1, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. № 27

ТОЛ-10-I

1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

реактивная

3

ПС 110 кВ Распадская-1, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. № 16

ТВЛМ-10 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63

НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

реактивная

4

ПС 110 кВ Распадская-1, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. № 28

ТОЛ-10-I

1000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

5

ПС 110 кВ Распадская-5, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6,3 кВ, яч. № 1-10

ТЛО-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛП

6300/V3:100/V3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

УСПД: «ЭКОМ-3000» Рег. № 17049-09

активная

реактивная

6

ПС 110 кВ Распадская-5, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6,3 кВ, яч. № 1-14

ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11

Кл. т. 0,5 Рег. № 23544-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

УССВ:

ИСС Рег. № 71235-18

активная

реактивная

7

ПС 110 кВ Распадская-5, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6,3 кВ, яч. № 2-9

ТЛО-10 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11

ЗНОЛП

6300/V3:100/V3

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

ССД:

HPE ProLiant DL360 Gen10

активная

реактивная

8

ПС 110 кВ Распадская-5, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6,3 кВ, яч. № 2-14

ТЛО-10 400/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-11

Кл. т. 0,5 Рег. № 23544-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

СОД:

DELL PowerEdge 2950

активная

реактивная

П р и м е ч а н и я

1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических

характеристик.

2    Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденного типа.

3    Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

4    Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

5    Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._

Номер ИК

Диапазон тока

Метрологические характеристики ИК

Границы основной относительной погрешности измерений, (±8), %

Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± 8) , %

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1; 2

(ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 0,5S)

"шом — "1 — 1,21,ном

0,9

1,2

2,0

1,6

2,1

2,6

S

о

X

нн"

V нн"

VI

S

о

я

"

(N

о"

1,1

1,6

2,8

1,7

2,3

3,3

0,051 !ном — I 1 < 0,21 !ном

1,8

2,8

5,3

2,2

3,3

5,6

3; 4

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

11 ном — 1 1 — 1,211 ном

1,0

1,4

2,3

1,7

2,2

2,9

0,211ном — "1 < "-1ном

1,2

1,7

3,0

1,8

2,4

3,5

0,0511ном — I1 < 0,211ном

1,8

2,9

5,4

2,3

3,4

5,7

5 - 8

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

"шом — "1 — !’211ном

1,0

1,4

2,3

1,7

2,2

2,9

м

о

н

нн"

<

нн"

VI

м

о

н

нн"

(N

1,0

1,4

2,3

1,7

2,2

2,9

0,05^ — ^ < 0,2"1ном

1,2

1,7

3,0

1,8

2,4

3,5

0,0И1ном — "1 < 0,05"1ном

2,1

3,0

5,5

2,7

3,5

5,8

П р и м е ч а н и я

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).

2    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 0 до плюс 40 °С.

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

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия и

мощность)

Метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Диапазон тока

Границы относительной основной погрешности измерений, (±8), %

Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (±8), %

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

1; 2

" 1ном — "1 — 1,2"1ном

1,9

1,4

3,9

3,7

(ТТ 0,5; ТН 0,2; Счетчик 1,0)

а^ном — "1 < " 1ном

2,4

1,7

4,2

3,8

0,05 — ь < 0,2^

4,3

2,6

5,5

4,3

3; 4

" 1ном — "1 — ^^ном

2,1

1,5

4,0

3,8

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,2"-1ном — "1 < " 1ном

2,6

1,8

4,3

3,9

0,05"1ном — "1 < 0,2"1ном

4,4

2,7

5,6

4,4

1

2

3

4

5

6

5 - 8

^1ном — ^1 — 1,21,ном

2,1

1,5

4,0

3,8

°,21,ном — ^1 < ^1ном

2,1

1,5

4,0

3,8

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,0511ном — I1 < 0,211ном

2,6

1,8

4,3

3,9

0,0211ном —11 < 0,0511ном

4,6

3,0

5,8

4,5

П р и м е ч а н и я

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой).

2    Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до плюс 40 °С.

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

Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

8

Нормальные условия: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    частота, Гц

-    коэффициент мощности СОБф температура окружающей среды, °С

от 99 до101 от 1 до 120 от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    частота, Гц

-    коэффициент мощности cosф температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

от 90 до 110 от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от 0 до +40 0,5

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

- среднее время восстановления работоспособности, сут, не более

3

УСПД

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

75000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

24

ССД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

СОД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

1

УССВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

125000

- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более

2

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

- график средних мощностей за интервал 30 мин, сут, не менее

45

ССД:

- хранение результатов измерений и информации о состоянии

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 в УСПД;

-    журнал сервера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;

-    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);

-    в УСПД (функция автоматизирована);

-    в сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО «ОФ «Распадская» 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, шт.

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

4

Трансформатор тока

ТЛО-10

12

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

1

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП

6

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

8

Устройство сбора и передачи данных

«ЭКОМ-3000»

2

Устройство синхронизации системного времени

ИСС

1

ссд

ProLiant DL360 Gen10

1

СОД

DELL PowerEdge 2950

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 22-2021

1

Формуляр

АСВЭ 305-04.00.000 ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии АО «ОФ «Распадская» (АИИС КУЭ АО «ОФ «Распадская»)», аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019 г

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) АО «ОФ «Распадская»

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

83013-21
AGS Датчики воздушного зазора
Mikrotrend d.o.o., Хорватия
Датчики воздушного зазора AGS (далее - датчики) предназначены для измерений воздушного зазора между ротором и статором гидро/турбогенераторов и электромоторов с воздушным охлаждением.
83014-21
"Прувер С-280" Установка трубопоршневая поверочная стационарная
Открытое акционерное общество "ОАО Нефтемаш" (ОАО "Нефтемаш"), Республика Башкортостан, г. Октябрьский
Установка трубопоршневая поверочная стационарная «Прувер С-280» (далее - ТПУ) предназначена для воспроизведения, хранения и передачи единиц объема и объемного расхода протекающей измеряемой среды (жидкости) при поверке, калибровке и градуировке преоб...
Default ALL-Pribors Device Photo
83015-21
Система измерений количества технического воздуха в составе узла учета технического воздуха
Общество с ограниченной ответственностью "Эмерсон" (ООО "Эмерсон"), г. Москва
Система измерений количества технического воздуха в составе узла учета технического воздуха (далее - СИКГ) предназначена для выполнения измерений в автоматическом режиме количественных показателей технического воздуха (далее - газ); вычисления расход...
Default ALL-Pribors Device Photo
83016-21
Система измерений количества воздуха КИП в составе узла учета воздуха КИП
Общество с ограниченной ответственностью "Эмерсон" (ООО "Эмерсон"), г. Москва
Система измерений количества воздуха КИП в составе узла учета воздуха КИП (далее - СИКГ) предназначена для выполнения измерений в автоматическом режиме количественных показателей воздуха КИП (далее - газ); вычисления расхода и количества газа, привед...
Default ALL-Pribors Device Photo
83017-21
Система измерений количества водорода в составе коммерческого узла учета водорода
Общество с ограниченной ответственностью "Эмерсон" (ООО "Эмерсон"), г. Москва
Система измерений количества водорода в составе коммерческого узла учета водорода (далее - СИКГ) предназначена для выполнения измерений в автоматическом режиме количественных показателей водорода (далее - газ); вычисления расхода и количества газа, п...