ГРСИ 83210-21: Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" Обозначение отсутствует. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
83211-21

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго" Обозначение отсутствует, ГРСИ 83210-21

Смотреть ГРСИ
83209-21

Номер госреестра:

83210-21

Наименование СИ:

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго"

Обозначение типа:

Обозначение отсутствует

Производитель:

Филиал Открытого акционерного общества "Межрегиональная распределительная сетевая компания Урала" - "Челябэнерго" (Филиал ОАО "МРСК Урала" - "Челябэнерго"), г. Екатеринбург

Межповерочный интервал:

4 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

001

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Скачать
методику поверки СИ

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

УТВЕРЖДЕНО

приказом Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «22» сентября 2021 г. № 2082

Лист № 1

Регистрационный № 83210-21Всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго» (далее по тексту – АИИС КУЭ)

предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, переданной и

потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами

филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго», сбора, хранения, обработки и передачи

полученной информации заинтересованным организациям в рамках действующих регламентов

и нормативно-правовых актов Российской Федерации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональную,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, вторичные измерительные цепи и технические

средства приема-передачи данных.

2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ),

включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-

передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между

уровнями системы, коммутационное оборудование.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

серверы баз данных (БД), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации

локальнойвычислительнойсетииразграниченияправдоступакинформации,

автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО)

ПК «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-3.

Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными

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.

Лист № 2

Всего листов 11

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 по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее

накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.

Для ИК, в состав которых не входит УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков

поступает на верхний уровень системы.

На верхнем – третьем уровне, сервер филиала ОАО «МРСК Урала» - «Челябэнерго»

выполняет дальнейшую обработку измерительной информации, в частности вычисление

электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН,

хранение измерительной информации, ее накопление, оформление отчетных документов и

отображение информации на мониторах АРМ. Передача данных в организации – участники

оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и

смежным субъектам, осуществляется от сервера БД по сети Internet через интернет-провайдера

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.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии

и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод

передачи данных.

Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам

точек поставки в организации – участники оптового рынка электрической энергии и мощности

(ОРЭМ) осуществляется с уровня ИВК настоящей системы с использованием электронной

подписи субъекта рынка.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ

функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ и ИВК). СОЕВ включает в себя

устройство синхронизации времени УСВ-3, часы сервера БД, УСПД и счетчиков.

Сервер БД оснащен устройством синхронизации времени УСВ-3. Периодичность

сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Коррекция часов сервера

производится при наличии расхождения более чем на ± 1 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Время УСПД синхронизируется от сервера БД. Периодичность сравнения показаний

часов осуществляется при каждом обращении к УСПД, но не реже чем 1 раз в 30 минут.

Коррекция времени осуществляется при расхождении на величину, превышающую ± 3 с, но не

чаще 1 раза в сутки.

Для ИК, в состав которых входит УСПД, сличение времени счетчика и УСПД

осуществляется во время сеанса связи со счетчиками с периодичностью не реже 1 раза в 30

минут. Коррекция текущего времени счетчиков проводится при наличии расхождения

показаний более чем на ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Для ИК, в состав которых не входит УСПД, время счетчиков синхронизируется от

сервера БД во время каждого сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в

сутки. Коррекция текущего времени счетчиков проводится при наличии расхождения

показаний более чем на ±3 с, но не чаще 1 раза в сутки.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции

времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции

времени, на которую было скорректировано устройство.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Лист № 3

Всего листов 11

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят

программы, указанные в таблице 1. ПО 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.

значимой части программного

Цифровой идентификатор ПО

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора

MD5

Таблица 1 – Идентификационные данные метрологически

обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Значение

pso_metr.dll

не ниже 7.0

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электрической

энергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации,

поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений – «высокий»

в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические и

технические характеристики приведены в таблицах 2-4.

Лист № 4

Всего листов 11

Наименование

точки измерения

Меркурий 234 ART-00 Р

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 48266-11

ЭКОМ-3000

Рег. № 17049-04 /

УСВ-3

Рег. № 64242-16

активная

реактивная

СЭТ-4ТМ.03.М

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

активная

реактивная

активная

реактивная

Меркурий 234 ART-00 P

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 48266-11

ЭКОМ-3000

Рег. № 17049-04 /

УСВ-3

Рег. № 64242-16

активная

реактивная

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

активная

реактивная

активная

реактивная

Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Состав измерительного канала

Вид

электри-

ческой

энергии

напряжения

Трансформатор тока

Трансформатор

Счетчик электрической энергииУСПД/УССВ

ПС 220 кВ Очистные

1сооружения, ввод 10кВ

Т-1

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт=1000/5

Рег. № 1856-63

НАМИ-10

Кл.т. 0,2

Ктн=10000/100

Рег. № 11094-87

ПС 220 кВ Очистные

2сооружения, ввод 6кВ

Т-1

ТЛШ-10

Кл.т. 0,5S

Ктт=1000/5

Рег. № 11077-07

ЗНОЛ

Кл.т. 0,5

Ктн=6000:√3/100:√3

Рег. № 46738-11

ПС 220 кВ Очистные

3сооружения, ввод 0,4кВ

ТСН-1

Меркурий 234 ARTМ2-03 DPB.G

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 48266-11

ПС 220 кВ Очистные

4сооружения, ввод 10кВ

Т-2

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн=10000/100

Рег. № 831-69

ПС 220 кВ Очистные

5сооружения, ввод 6кВ

Т-2

Т-0,66

Кл.т. 0,5

Ктт=400/5

Рег. № 67928-17

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт=1000/5

Рег. № 1856-63

ТЛШ-10

Кл.т. 0,5S

Ктт=1000/5

Рег. № 11077-07

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5

Ктн=6000/100

Рег. № 2611-70

ПС 220 кВ Очистные

6сооружения, ввод 0,4кВ

ТСН-2

Т-0,66

Кл.т. 0,5

Ктт=400/5

Рег. № 67928-17

Меркурий 234 ARTМ2-03 DPB.G

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 48266-11

Лист № 5

Всего листов 11

ПС 110кВ Карталы

районная, ОРУ 110кВ,

ВЛ 110 кВ Карталы

районная - Кара-Оба-т

ТФНД-110

Кл.т. 0,5

Ктт=300/5

Рег. № 75603-19

НДКМ-110

Кл.т. 0,2

Ктн=110000/√3/100/√3

Рег. № 38002-08

EPQS 111.21.18 LL

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 25971-06

ЭКОМ-3000

Рег. № 17049-04 /

УСВ-3

Рег. № 64242-16

активная

реактивная

ПС 110кВ Карталы

районная, ОРУ 110кВ,

ОВМ 110кВ

ТФЗМ 110Б-УХЛ1

Кл.т. 0,5S

Ктт=600/5

Рег. № 81841-21

EPQS 111.21.18 LL

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 25971-06

активная

реактивная

ПС 110кВ Ракитная,

ОРУ 110кВ, ВЛ 110 кВ

Ракитная - Баталы-т с

отпайкой на ПС ПТФ

ТФНД-110М

Кл.т. 0,5

Ктт=300/5

Рег. № 2793-71

EOF-123

Кл.т. 0,2

Ктн=110000/√3/100/√3

Рег. № 29312-10

EPQS 111.21.18 LL

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 25971-06

ЭКОМ-3000

Рег. № 17049-04 /

УСВ-3

Рег. № 64242-16

активная

реактивная

ПС 110 кВ Восточная,

ОРУ 110кВ, ВЛ 110 кВ

Пригородная -

Восточная

VAU

Кл.т. 0,2S

Ктт=500/5

Рег. № 53609-13

VAU

Кл.т. 0,2

Ктн=110000/√3/100/√3

Рег. № 53609-13

EPQS 111.21.18 LL

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 25971-06

ЭКОМ-3000

Рег. № 17049-14 /

УСВ-3

Рег. № 64242-16

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1234567

НДКМ-110

Кл.т. 0,2

Ктн=110000/√3/100/√3

Рег. № 38002-08

НДКМ-110

Кл.т. 0,2

Ктн=110000/√3/100/√3

Рег. № 38002-08

Лист № 6

Всего листов 11

ПС 35кВ МПФ, яч. 3,

ВЛ 10кВ АГНС

НТМИ-10-66

Кл.т. 0,5

Ктн=10000/100

Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

- /

УСВ-3

Рег. № 64242-16

активная

реактивная

ПС 35кВ МПФ, яч. 7,

ВЛ 10кВ Радужный-к

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

активная

реактивная

ПС 35кВ МПФ, яч.0,

ВЛ 10кВ Полив-к

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

активная

реактивная

ПС 110 кВ Абзаково,

яч.9, ВЛ 10 кВ

Метизник-к

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт=75/5

Рег. № 1276-59

НТМИ-10

Кл.т. 0,5

Ктн=10000/100

Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-17

ЭКОМ-3000

Рег. № 17049-09 /

УСВ-3

Рег. № 64242-16

активная

реактивная

Продолжение таблицы 2

1234567

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5

Ктт=200/5

Рег. № 1276-59

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5

Ктт=150/5

Рег. № 1856-63

ТЛК-СТ

Кл.т. 0,5S

Ктт=100/5

Рег. № 58720-14

Лист № 7

Всего листов 11

±5

Номера ИК

Границы погрешности в

рабочих условиях (±δ), %

5,6

4,1

4,8

2,8

5,3

3,9

5,7

4,1

5,4

4,1

4,7

2,7

2,0

3,6

5,5

2,9

Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК

ВидГраницы основной

электроэнергиипогрешности (±δ), %

Активная 1,0

Реактивная 2,2

Активная 1,1

2; 5; 13

Реактивная 2,3

Активная 0,8

3; 6

Реактивная 1,9

Активная 1,2

Реактивная 2,5

Активная 0,9

7; 9

Реактивная 2,2

Активная 1,0

Реактивная 1,6

Активная 0,5

Реактивная 1,4

Активная 1,1

11; 12; 14

Реактивная2,3

Пределы допускаемой погрешности

СОЕВ, с

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и

средней мощности (получасовой).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

3. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в

месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С.

4. Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.

Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, УСПД и УСВ, на аналогичные утвержденных типов с

метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии,

чтоПредприятие-владелецнепретендуетнаулучшениеуказанныхвтаблице3

метрологических характеристик. Замена оформляется актом в установленном собственником

АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его

неотъемлемая часть.

Лист № 8

Всего листов 11

от 99 до101

от 1(5) до 120

0,87

от 49,8 до 50,2

от +21 до +25

от 90 до 110

от 1(5) до 120

от 49,6 до 50,4

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

70000

220000

90000

70000

Значение

от +21 до +25

от +18 до +22

от -40 до +40

от -40 до +60

от 0 до +40

от -25 до +60

75000

Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Количество измерительных каналов

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности cos



- частота, Гц

температура окружающей среды, °С

- для счетчиков активной энергии:

ГОСТ Р 52323-2005; ГОСТ 31819.22-2012; ГОСТ 30206-94

- для счетчиков реактивной энергии:

ГОСТ Р 52425-2005; ГОСТ 31819.23-2012; АВЛГ.411152.033 ТУ

ГОСТ 26035-83

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- частота, Гц

- коэффициент мощности cos



диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C

- для ТТ и ТН

- для счетчиков

- для УСПД

- для УСВ

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики EPQS:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: