• Главная
  • Госреестр средств измерений
  • Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ "Февральская" Амурского предприятия МЭС - филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ 4 и 5

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ "Февральская" Амурского предприятия МЭС - филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ 4 и 5 Нет данных

Описание

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ "Февральская" Амурского предприятия МЭС - филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ 4 и 5 Нет данных — техническое средство с номером в госреестре 52248-12 и сроком свидетельства (заводским номером) зав.№ ЕМНК.466454.030-377. Имеет обозначение типа СИ: Нет данных.
Произведен предприятием: ЗАО "Метростандарт", г.Москва.

Требуется ли периодическая поверка прибора?

Наличие периодической поверки: Да. Периодичность проведения поверки установлена изготовителем средства измерения и составляет: 4 года
Узнать о ее сроках можно также в техническом паспорте, который прилагается к данному прибору.

Допускается ли поверка партии?

Допущение поверки партии приборов: Нет.

Методика поверки:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ "Февральская" Амурского предприятия МЭС - филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ 4 и 5 Нет данных.

С методикой поверки прибора вы можете ознакомиться по ссылке: Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Документ содержит последовательность действий, реализация которых позволит подтвердить соответствие прибора метрологическим требованиям, принятым при утверждении типа средства измерений.

Описание типа:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ "Февральская" Амурского предприятия МЭС - филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ 4 и 5 Нет данных.

С более детальным описанием прибора можно ознакомиться по ссылке: Описание прибора: Скачать. Документ содержит технические, метрологические характеристики, данные о погрешности измерения и другую полезную информацию.

Изображение
Добавить к заказу
Продать СИ
Номер в госреестре
52248-12
НаименованиеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ "Февральская" Амурского предприятия МЭС - филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ 4 и 5
Обозначение типаНет данных
ПроизводительЗАО "Метростандарт", г.Москва
Описание типаСкачать
Методика поверкиФайл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС»
Межповерочный интервал (МПИ)4 года
Допускается поверка партииНет
Наличие периодической поверкиДа
Сведения о типеЗаводской номер
Срок свидетельства или заводской номерзав.№ ЕМНК.466454.030-377
НазначениеСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ «Февральская» Амурского предприятия МЭС – филиала ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ №4 и №5 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
ОписаниеАИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения. АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни: 1-й уровень – включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,2S (в части активной электроэнергии) и 0,5 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Счетчик электрической энергии обеспечен энергонезависимой памятью для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же запрограммированных параметров. 2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД RTU-325L, Госреестр № 37288-08, зав. № 004426), устройство синхронизации времени и коммутационное оборудование. 3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных. Измерительный канал (далее – ИК) состоит из трех уровней АИИС КУЭ. 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 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. Каждые 30 минут УСПД уровня ИВКЭ производит опрос цифровых счетчиков. Сервер базы данных (далее – сервер БД), установленный в ЦСиОД (Центр сбора и обработки данных) МЭС Востока, с периодичностью один раз в 30 минут производит опрос УСПД уровня ИВКЭ. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД. На верхнем – третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации–участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами. АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее – СОЕВ), которая выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию времени в АИИС КУЭ. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации системного времени УССВ – 35HVS (далее – УССВ), в состав которого входит приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов УСПД происходит при каждом сеансе связи с УССВ. 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). Погрешность системного времени АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки. Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечениеУровень ИВК содержит ПО "Альфа-Центр", включающее в себя модули «Альфа ЦЕНТР Мониторинг», «Альфа ЦЕНТР Navigator», «Альфа ЦЕНТР Резерв», «Альфа ЦЕНТР Администратор», «Альфа ЦЕНТР Time». С помощью ПО "Альфа-Центр" решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов. Таблица 1. Идентификационные данные программного обеспечения (далее – ПО)
Наименование программного обеспеченияНаименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)Наименование файлаНомер версии программного обеспеченияЦифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения
ПО «Альфа ЦЕНТР»Программа –планировщик опроса и передачи данныхAmrserver. exeНе ниже 11.07.01.01e357189aea0466e98b0221dee68d1e12MD5
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2 нормированы с учетом ПО; Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты – «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Метрологические и технические характеристикиСостав 1-го уровня системы и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2. Таблица 2. Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК.
Номер ИК, код точки измеренийНаименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединенияСостав 1-го уровняКтт ·Ктн ·КсчНаименование измеряемой величиныВид энергииМетрологические характеристики
1Ф-4 10 кВТТКт=0,5SАТПЛ-СЭЩ-10-11 У231391-116000Энергия активная, WPЭнергия реактивная, WQактивная реактивная1,1 2,34,8 2,8
2Ф-5 10 кВТТКт=0,5SАТПЛ-СЭЩ-10-21 У231463-116000Энергия активная, WPЭнергия реактивная, WQактивная реактивная1,1 2,34,8 2,8
Примечания: 1. 1.В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosφ=0,5 (sinφ=0,87), токе ТТ, равном 2 % от Iном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10˚С до 30˚С . 2. Нормальные условия: − параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц; − параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uн; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)Iн; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) – 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц; − температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 ˚С до 50 ˚С;ТН- от минус 40 ˚С до 50 ˚С; счетчиков: в части активной энергии (23±2) ˚С, в части реактивной энергии (20±2) ˚С; УСПД - от 15 ˚С до 25 ˚С; − относительная влажность воздуха (70±5) %; − атмосферное давление (100±4) кПа. 3. Рабочие условия эксплуатации: для ТТ: − параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uн1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц; − температура окружающего воздуха от минус 30°С до 35°С; − относительная влажность воздуха (70±5) %; − атмосферное давление (100±4) кПа.3 Для электросчетчиков: − параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uн2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Iн2; диапазон коэффициента мощности cosφ (sinφ) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц; − магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл; − температура окружающего воздуха от 10˚С до 30˚С; − относительная влажность воздуха (40-60) %; − атмосферное давление (100±4) кПа. Для аппаратуры передачи и обработки данных: − параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц; − температура окружающего воздуха от 15°С до 30°С; − относительная влажность воздуха (70±5) %; − атмосферное давление (100±4) кПа 4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электрической энергии; 5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ в филиале ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Востока как его неотъемлемая часть. Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ; счетчик – среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 – не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов; УСПД – среднее время наработки на отказ не менее 55 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час. сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч. Надежность системных решений: резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР; резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи; в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты: параметрирования; пропадания напряжения; коррекция времени. Защищенность применяемых компонентов: наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика; промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки; УСПД. наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчике; пароль на УСПД; пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей. Возможность коррекции времени в: счетчиках (функция автоматизирована); УСПД (функция автоматизирована). Глубина хранения информации: электросчетчик – тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания – до 5 лет; ИВК – суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания – не менее 3 лет.
КомплектностьВ комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/110/35/10кВ «Февральская» Амурского предприятия МЭС – филиала ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ №4 и №5 представлена в таблице 3. Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ
Наименование (обозначение) изделияКол. (шт)
Трансформаторы тока ТПЛ-СЭЩ-10-21 У26
Трансформаторы напряжения НТМИ-102
Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный Альфа А18002
Устройство сбора и передачи данных RTU-325L1
Методика поверки1
Формуляр1
Инструкция по эксплуатации1
Поверка осуществляется по документу МП 52248-12 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ «Февральская» Амурского предприятия МЭС – филиала ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ №4 и №5. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2012 года. Перечень основных средств поверки: Трансформаторы тока – в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»; Трансформаторы напряжения – в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки" и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации» Средства измерений МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»; Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»; Счетчик Альфа А1800 – в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.; УСПД RTU-325L – по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки. ДЯИМ.466.453.005 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01; термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/110/35/10кВ «Февральская» Амурского предприятия МЭС – филиала ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Востока в части ячеек ЗРУ-10кВ №4 и №5 ГОСТ 22261-94«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия». ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия». ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. 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». ГОСТ Р 52323-2005«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S». Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений Осуществление торговли и товарообменных операций.
ЗаявительЗакрытое акционерное общество «Метростандарт» (ЗАО «Метростандарт») Юридический адрес: 117997, г. Москва, ул. Профсоюзная, д. 65, стр. I Тел. 8(495) 745-21-70
Испытательный центрГосударственный центр испытаний средств измерений ФГУП «ВНИИМС» (ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС») Юридический адрес: 119361, г. Москва ул. Озерная, д. 46 тел./факс: 8(495) 437-55-77 Регистрационный номер аттестата аккредитации государственного центра испытаний средств измерений № 30004-08 от 27.06.2008 г.