| Номер в госреестре | 67678-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Щекиноазот" |
| Изготовитель | ООО "ЭнерВита", г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Щекиноазот» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - 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 (далее - счетчики) 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 устройства сбора и передачи данных Шлюз E-422GSM (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени РСТВ-01 (далее - РСТВ-01).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ОАО «Щекиноазот», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, сервер АИИС КУЭ (сервер АИИС), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО СО «ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе радиоприемника точного времени типа РСТВ-01, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS) установленного на уровне ИВК. СОЕВ выполняет законченную функцию измерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизируются с часами РСТВ-01 непрерывно, коррекция часов севера АИИС КУЭ выполняется каждую секунду. Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с сервером. Часы УСПД синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция проводится при расхождении часов УСПД и сервера на значение, превышающее ±2 с (программируемый параметр). Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр).
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется аппаратно-программный комплекс (АПК) для автоматизации учета энергоресурсов «ТЕЛЕСКОП+», включающий в себя сервер сбора (СС) и сервер базы данных (СБД), программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+».
Программные средства СС и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы. ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Телескоп+» версня 4.0.4. ПО СОЕВ.
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения «ТЕЛЕСКОП+» зегч:ия 4.0.4 приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значения |
| 1 Наименование ПО | Сервер сбора данных |
| Идентификационное наименование ПО | Server_MZ4.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | f851b28a924da7cde6a57eb2ba15af0c |
| 2 Наименование ПО | Пульт диспетчера |
| Идентификационное наименование ПО | PD MZ24.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 2b63 c8c01bcd61 c4f5b15 e097f 1 ada2f |
| 3 Наименование ПО | АРМ Энергетика |
| Идентификационное наименование ПО | ASCUE MZ4.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | сdа718bс6d123b63а8822аb86с2751са |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р.50.2.077-2014-«высокий».
На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов и напряжений, считанных сосчётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность) на уровне ИВК. Значенияпересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа-паролем, опломбированием сервера и фиксацией изменений в журнале событий. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты (разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | Первомайская ТЭЦ, ВЛ - 110 кВ Первомайская - КС-9 | TG145N Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 2GPD007082; Зав. № 2GPD007083; Зав. № 2GPD007084 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 Зав. № 934854; Зав. № 934851; Зав. № 934853 | EPQS 122.23.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 01139125 | Шлюз E-422GSM Зав. № 110519 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 2 | Первомайская ТЭЦ, ВЛ - 110 кВ Первомайская -Восточная | TG145N Кл. т. 0,5S 1200/5 Зав. № 2GPD007073; Зав. № 2GPD007074; Зав. № 2GPD007075 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 934854; Зав. № 934851; Зав. № 934853 | EPQS 122.22.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 942512 | Шлюз E-422GSM Зав. № 110519 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 3 | Первомайская ТЭЦ, ОВВ - 110 кВ | TG145N Кл. т. 0,5S 1200/5 Зав. № 2GPD007088; Зав. № 2GPD007089; Зав. № 2GPD007090 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 Зав. № 934854; Зав. № 934851; Зав. № 934853 | EPQS 122.22.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 942513 | Шлюз E-422GSM Зав. № 110519 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | Первомайская ТЭЦ, BJI - 110 кВ Щекино-Первомайская 1 | TG145N Кл. т. 0,5S 1200/5 Зав. № 2GPD007076; Зав. № 2GPD007077; Зав. № 2GPD007078 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 934854; Зав. № 934851; Зав. № 934853 | EPQS 122.22.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 942516 | Шлюз E-422GSM Зав. № 110519 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 5 | Первомайская ТЭЦ, ВЛ - 110 кВ Щекино-Первомайская 2 | TG145N Кл. т. 0,5S 1200/5 Зав. № 2GPD007079; Зав. № 2GPD007080; Зав. № 2GPD007081 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 934850; Зав. № 915352; Зав. № 934852 | EPQS 122.22.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 942514 | Шлюз E-422GSM Зав. № 110519 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 6 | Первомайская ТЭЦ, ВЛ - 110 кВ Первомайская-Западная | TG145N Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 2GPD007085; Зав. № 2GPD007086; Зав. № 2GPD007087 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 934850; Зав. № 915352; Зав. № 934852 | EPQS 122.22.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 942517 | Шлюз E-422GSM Зав. № 110519 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
| 7 | ПервомайскаяТЭЦ, ВЛ - 110 кВ Первомайская-Капролактам | TG145N Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 2GPD007070; Зав. № 2GPD007071; Зав. № 2GPD007072 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 934850; Зав. № 915352; Зав. № 934852 | EPQS 122.22.17LL Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 942518 | Шлюз E-422GSM Зав. № 110519 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±5,8 |
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. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 7 от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. 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 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 7 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °C | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °C | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, °C | от +10 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ не менее, ч | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Г лубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
| месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, | |
| не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - 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 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 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Щекиноазот» типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | TG145N | 30489-05 | 21 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 У1 | 14205-05 | 7 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | EРQS 122.22.17LL | 25971-06 | 7 |
| Устройство сбора и передачи данных | Шлюз E-422GSM | 36638-07 | 7 |
| Радиосерверы точного времени | РСТВ-01 | 40586-12 | 1 |
| Программное обеспечение | ТЕЛЕСКОП+ | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-088-2017 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-088-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Щекиноазот». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 14.04.2017 г.
Основные средства 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»;
- 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 EРQS 122.22.17LL - по документу РМ 1039597-26:2002 «Счетчики электрической энергии многофункциональные EPQS», согласованному с Государственной службой метрологии Литовской Республики;
- УСПД Шлюз E-422GSM - по документу «Устройства «Шлюз Е-422» для автоматизации измерений и учета энергоресурсов. Методика поверки» АВБЛ.468212.036 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;
- РСТВ-01- по документу «Радиосерверы точного времени РСТВ-01. Методика поверки» ПЮЯИ.468212.039МП, утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 30.11.11 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- 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.
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) оттиском клейма поверителя.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Щекиноазот», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Щекиноазот»
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
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 22.11.2024 |
