Номер в госреестре | 64771-16 |
Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АРСТЭМ-ЭнергоТрейд" для электроснабжения Производственного кооператива - Артель старателей "Невьянский прииск" |
Изготовитель | ООО "АРСТЭМ-ЭнергоТрейд", г.Екатеринбург |
Год регистрации | 2016 |
МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
Описание типа | скачать |
Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АРСТЭМ-ЭнергоТрейд» для электроснабжения Производственного кооператива - Артель старателей «Невьянский прииск» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трёхуровневую 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 в себя устройств сбора и передачи данных (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ-3).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервера баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), и программное обеспечение (далее - ПО).
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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.
Цифровой сигнал ИК № 1, 3-5 с выходов счетчиков поступает на сервер
ООО «АРСТЭМ-ЭнергоТрейд» уровня ИВК, 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 с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Цифровой сигнал ИК № 2 с выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД RTU-327, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее по каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, данные передаются в сервер ОАО «РЖД» уровня ИВК, где происходит оформление отчетных документов.
Сервер ОАО «РЖД» осуществляет передачу полученных данных в виде xml-отчетов в сервер ООО «АРСТЭМ-ЭнергоТрейд», который осуществляет передачу xml-отчетов в ПАК «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным организациям ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все три уровня системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую корректировку времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы счетчиков, УСПД, сервера ОАО «РЖД» и
ООО «АРСТЭМ-ЭнергоТрейд», УСВ-3, УССВ-35HVS.
Для ИК № 1, 3-5 корректировка времени происходит следующим образом.
Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет ИВК, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и ИВК на величину более ±2 с.
Корректировка часов ИВК выполняется автоматически, от УСВ-3. В комплект УСВ-3 входят антенный блок для наружной установки и блок питания с интерфейсами. Корректировка часов ИВК происходит ежесекундно.
Для ИК № 2 корректировка времени происходит следующим образом.
Сравнение показаний часов сервера ОАО «РЖД» и УССВ-35HVS происходит с цикличностью один раз в час. Корректировка часов сервера ООО «РЖД» осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД RTU-327 и сервера ОАО «РЖД» происходит при каждом сеансе связи УСПД - сервер. Корректировка часов УСПД осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД RTU-327 происходит с цикличностью один раз в 30 минут. Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±1 с.
СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ±5,0 с.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журналые 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.
В сервере ООО «АРСТЭМ-ЭнергоТрейд» 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 ПО Энергосфера.
В сервере ОАО «РЖД» используется ПО «АльфаТЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Метрологические значимые модули ПО сервера ОАО «РЖД»
Идентификационные признаки | Значение |
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.
Таблица 3 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
о, е ме о Н | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, (±5), % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 | ПС 110/6 кВ Трошинская, ОРУ 110 кВ, ввод Т1 | TG 145 Кл. т. 0,2 300/5 Зав. № 00471; Зав. № 00470; Зав. № 00472 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 1484366; Зав. № 1484365; Зав. № 1484372 | ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0622125009 | - | активная реактивная | 1,0 2,1 | 2,2 4,2 |
2 | ПС 110/35/6 кВ Рудянка, ОРУ 35 кВ, 1 с.ш., ВЛ 35 кВ Г идравлика | STSM 38-УХЛ1 Кл. т. 0,2S 100/1 Зав. № 09/48766; Зав. № 09/48770; Зав. № 09/48775 | НАМИ-35-УХЛ1 Кл. т. 0,2 35000/100 Зав. № 20 | A1802RALQ-P4- GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01196693 | УСПД RTU-327 (Г осреестр №1949503) | активная реактивная | 0,6 1,3 | 1.5 2.6 |
3 | ПС 110/35/6 кВ Осиновка, ОРУ 110 кВ, ввод Т1 | ТРГ-110 II Кл. т. 0,2S 200/5 Зав. № 4611; Зав. № 4612; Зав. № 4613 | ЗНГ-110 II Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 213; Зав. № 214; Зав. № 215 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810110151 | - | активная реактивная | 1,0 2,1 | 2,3 4,2 |
4 | ПС 110/35/6 кВ Осиновка, ЗРУ 6 кВ, 1 с.ш., ВЛ 6 кВ ПС Косья -Осиновка | ТОЛ-10-1-2У2 Кл. т. 0,5S 500/5 Зав. № 51295; Зав. № 51263; Зав. № 51262 | ЗНОЛП-6У2 Кл. т. 0,5 6300:V3/100:V3 Зав. № 2000503; Зав. № 2000502; Зав. № 2000500 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810111841 | - | активная реактивная | 1,2 2,8 | 3,4 5,8 |
5 | ПС 110/35/6 кВ ИС, ОРУ 35 кВ, 2 с.ш., ВЛ 35 кВ Драга-27 | ТФЗМ-35Б-1У1 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 33359; Зав. № 33357 | ЗНОМ-35-65У1 Кл. т. 0,5 35000:V3/100:V3 Зав. № 1510310; Зав. № 1146210; Зав. № 1510308 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812130190 | - | активная реактивная | 1,2 2,8 | 3,3 5,7 |
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) Шом; ток (1,0-1,2) !ном, частота - (50±0,15) Гц; cosj =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) U^; диапазон силы первичного тока - (0,02-1,2) I^; коэффициент мощности cosj(sinj) 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) U^; диапазон силы вторичного тока - (0,01-1,2) !н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 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 ПСЧ-4ТM.05M.13 от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии A1802RALQ-Р4GB-DW-4 от минус 40 до плюс 65 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТM.03M от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТM.03M.01 от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТM.03M.01 от минус 40 до плюс 60 °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 cosj=0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 5 от 0 до плюс 30 °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 ПСЧ-4ТM.05M.13 - среднее время наработки на отказ не менее Т =140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;
- электросчётчик A1802RALQ-F4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т =120000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТM.03M - среднее время наработки на отказ не менее Т =140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТM.03M.01 - среднее время наработки на отказ не менее Т =140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТM.03M.01 - среднее время наработки на отказ не менее Т =165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв =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 и УСПД 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 - 45 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
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 | TG 145 | 30489-05 | 3 |
Трансформатор тока | STSM 38-УХЛ1 | 37491-08 | 3 |
Трансформатор тока | ТРГ-110 II | 26813-06 | 3 |
Трансформатор тока | ТОЛ-Ю-[-2У2 | 15128-07 | 3 |
Трансформатор тока | ТФЗМ-35Б-1У1 | 3689-73 | 2 |
Трансформатор напряжения | НКФ-110-57У1 | 14205-94 | 3 |
Трансформатор напряжения | НАМИ-35-УХЛ1 | 19813-09 | 1 |
Трансформатор напряжения | ЗНГ-110 II | 41794-09 | 3 |
Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-6У2 | 23544-07 | 3 |
Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35-65У1 | 912-07 | 3 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.13 | 36355-07 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALQ-F4-GB-DW-4 | 31857-11 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-08 | 2 |
Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 41907-09 | 1 |
Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 51644-12 | 1 |
Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 | |
Методика поверки | - | - | 1 |
Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
осуществляется по документу МП 64771-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «АРСТЭМ-ЭнергоТрейд» для электроснабжения Производственного кооператива -Артель старателей «Невьянский прииск». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- 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»;
- счетчиков ПСЧ-4ТM.05M.13 - по документу ИЛГШ.411152.146РЭ «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;
- счетчиков A1802RALQ-Р4-GB-DW-4 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M.01 - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- УСПД RTU-327 - по документу ПБКМ.421459 МП «ГСИ. Комплекс программнотехнический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки.», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- УСВ-3 - по документу «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденному 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) оттиском клейма поверителя.
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АРСТЭМ-ЭнергоТрейд» для электроснабжения Производственного кооператива - Артель старателей «Невьянский прииск», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «АРСТЭМ-ЭнергоТрейд» для электроснабжения Производственного кооператива -Артель старателей «Невьянский прииск»
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.
Зарегистрировано поверок | 1 |
Поверителей | 1 |
Актуальность данных | 17.11.2024 |