| Номер в госреестре | 80477-20 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Горнозаводскцемент" |
| Изготовитель | Общество с ограниченной ответственностью "ЭнергоПромРесурс" (ООО "ЭнергоПромРесурс"), г. Красногорск |
| Год регистрации | 2020 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
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.
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.
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 |
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 (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % | ||||
| 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. № 41907 09 | УСВ- 3 Рег. № 64242 16 | 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 | |||
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. № 47958-16 Фазы: А; С
НТМИ-6 УЗ Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
ПС 6 кВ Четвертая, РУ-6 кВ, СШ 6 кВ, КВЛ 6 кВ Дробилка
тпол-
10 Кл.т.
0,5S 300/5 Per. № 47958-11 Фазы: А: С
НТМИ-6 УЗ Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-18 Фазы: АВС
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18
| Активная | 1,3 | з,з | |
| Реактивная | 2,5 | 5,6 | |
| Активная | 1,3 | з,з | |
| Реактивная | 2,5 | 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| ПС 6 кВ | ТП0Л-10 | НТМИ-6 У3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 5046018 | RTU-327 Рег. № 4190709 | ||||||
| 5 | ПССМ, РУ-6 кВ, СШ 6 кВ, | Кл.т. 0,2S 100/5 | Кл.т. 0,5 6000/100 | Активная | 1,0 | 2,2 | ||||
| КВЛ 6 кВ Известковая | Рег. № 4795811 | Рег. № 5119918 | Реактивная | 1, 8 | 4, 0 | |||||
| мука | Фазы: А; С | Фазы: АВС | ||||||||
| ТП-13 6 кВ, РУ-0,4 кВ, | Т-0,66 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 5266713 Фазы: А; В; С | ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 | Активная | 1,0 | 3,2 | |||||
| 6 | сш 0,4 кВ, | — | Кл.т. 0,5S/1,0 | - | ||||||
| Ввод 0,4 кВ | Рег. № 64450- | Реактивная | 2, 1 | 5, 5 | ||||||
| Т-1 | 16 | |||||||||
| ТШЛ-10 | НТМИ-6 У3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 5046018 | ||||||||
| 7 | ПС 110 кВ Сланцы, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, Ввод №1 | Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 6418216 Фазы: А; С | Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 5119912 Фазы: АВС | УСВ-3 Рег. № 6424216 | Сервер ПАО «Г орно-заводскцемент» | Активная Реактивная | 1,3 2, 5 | 3,3 5, 6 | ||
| ПС 110 кВ Сланцы, РУ-6 кВ, ТСН-1 ввод-0,4 кВ | Т-0,66 Кл.т. 0,5 50/5 Рег. № 5266713 | ПСЧ- | RTU- | |||||||
| 8 | 4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 | 327 Рег. № | Активная | 1,0 | 3,2 | |||||
| Рег. № 6445016 | 41907 09 | Реактивная | 2, 1 | 5, 5 | ||||||
| Фазы: А; В; С | ||||||||||
| ПС 110 кВ Сланцы, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, Ввод №2 | ТШЛ-10 | НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 5119912 Фазы: АВС | ПСЧ- | |||||||
| 9 | Кл.т. 0,5S 3000/5 | 4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 | Активная | 1,3 | 3,3 | |||||
| Рег. № 3972-03 Фазы: А; С | Рег. № 5046018 | Реактивная | 2, 5 | 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 Рег. № 5266713 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 6445016 | Активная Реактивная | 1,0 2, 1 | 3,3 5, 5 | |||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) | ±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 ^ом, для остальных ИК - для тока 5 % от ^ом; 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 Uном ток, % от !ном для ИК №№ 4, 5, 7, 9, 10 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф 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 !ном для ИК №№ 4, 5, 7, 9, 10 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф 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 |
| 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).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
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 |
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.
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, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Г орнозаводскцемент»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 20.11.2024 |
