Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Пермэнерго"
Номер в ГРСИ РФ: | 38831-08 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергопромышленная компания", г.Екатеринбург |
38831-08: Описание типа СИ | Скачать | 450.3 КБ |
Для измерения активной и реактивной электроэнергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО "Пермэнерго" сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 38831-08 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Пермэнерго" |
Технические условия на выпуск | проект.документация ЗАО |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2008 |
Страна-производитель | Россия |
Центр сертификации СИ | |
Наименование центра | ГЦИ СИ ВНИИМС |
Адрес центра | 119361, г.Москва, Озерная ул., 46 |
Руководитель центра | Кононогов Сергей Алексеевич |
Телефон | (8*095) 437-55-77 |
Факс | 437-56-66 |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | . . |
Номер сертификата | 32963 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | Е |
Дата протокола | 10 от 25.09.08 п.130 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Энергопромышленная компания", г.Екатеринбург
Россия
620144, ул.Фрунзе, 96-В, тел. (343) 251-19-96, факс 251-19-85
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП ВНИИМС |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 35 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 28 (80%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 7 (20%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
38831-08: Описание типа СИ | Скачать | 450.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Пермэнерго» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, переданной и потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Пермэнерго» сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) классов точности 0,2S, 0,5 и 1,0 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 и 1,0 по ГОСТ 1983, счётчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа класса точности 0,2S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии, 0,2 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени (УССВ).
3-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется по результатам измерений получасовых приращений электрической энергии.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), 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 справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через основной или резервный каналы связи. В качестве основного канала используется выделенный канал связи от вычислительной сети предприятия до провайдера услуг Интернет. В качестве резервного - телефонная сеть связи общего пользования.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени, который входит в состав УССВ, таймеры УСПД, счетчиков, сервера БД. Коррекция времени в УСПД производится автоматически по сигналам подключенного к нему УССВ один раз в час при условии превышения допустимого значения рассогласования. Допустимое время рассогласования составляет ±2 с. Сличение времени счетчика по времени УСПД осуществляется один раз в сутки. Коррекция времени в счетчиках производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования, равного ±2 с. Сличение времени сервера БД по времени УСПД осуществляется один раз в тридцать минут. Коррекция времени в сервере БД производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования, равного ±2 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Технические характеристики
Таблица 1. Метрологические характеристики ИК
Номера точек измерений и наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
TH |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
ПС ПО кВ Европейская . Ввод ВЛ ПОкВ Чекмень |
ТФЗМ-110 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. №44861 Зав. № 49656 |
НКФ-110 110000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 54435 Зав. № 55093 Зав. № 54605 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. №01129468 |
RTU-325 №001447 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ±2,6 |
±3,0 ±4,4 |
2 |
ПС ПО кВ Промысла. Ввод ВЛ 110 кВ Качканар |
ТФН-110 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 603 Зав. № 602 |
НКФ-110-57 110000/100 Кл. т. 1,0 Зав. №892120 Зав. №901645 Зав. №901616 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. №01129484 |
Активная Реактивная |
± 1,5 ±3,6 |
±3,2 ±4,7 | |
3 |
ПС ПО кВ Березовка. Ввод ВЛ 110 кВ Камбарка |
ТФМД-110 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 9563 Зав. № 7684 Зав. № 7685 |
НКФ-110-57 110000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 18273 Зав. № 18665 Зав. № 18648 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. № 01022667 |
RTU-325 №001450 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ±2,6 |
±3,0 ±4,4 |
4 |
ПС НО кВ Дубовая. Ввод 110 кВ Камбарка |
ТФЗМ-110 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. №8190 Зав. № 8032 Зав. № 8089 |
НКФ-110 110000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 60000 Зав. №60615 Зав. № 60632 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. №01129454 | ||||
5 |
ПС 110 кВ Дубовая. Ремонтная перемычка ПО кВ |
ТФЗМ-110 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 8077 Зав. № 8093 Зав. № 8034 |
НКФ-110 110000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 60609 Зав. № 60604 Зав. №60610 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. №01129475 | ||||
6 |
ПС ПО кВ Черновская. Ввод 110 кВ Сива |
ТБМО-ПО 300/1 Кл. т. 0,2S Зав. № 1975 Зав. № 1981 Зав. № 1989 |
НКФ-110 110000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 1010440 Зав. № 1012436 Зав. № 1010446 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. №01129465 |
RTU-325 №001451 |
Активная Реактивная |
±0,8 ± 1,6 |
± 1,6 ±2,1 |
7 |
ПС НО кВ Полозове. Ввод 10 кВ Т1 |
ТВК-10 150/5 Кл. т. 0,5 Зав. №00105 Зав. № 12995 |
ЗНОЛ.06-Ю 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 6594 Зав. № 6539 Зав. № 7207 |
EA02RL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. №01129664 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ±2,6 |
±3,0 ±4,4 | |
8 |
ПС ПО кВ Полозове. Ввод 10 кВ Т2 |
ТВК-10 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. №09031 Зав. № 09051 |
ЗНОЛ.06-Ю 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8591 Зав. № 8983 Зав. № 8866 |
EA02RL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. №01129655 |
RTU-325 №001450 |
Номера точек измерений и наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
TH |
Счетчик |
УСПД |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
9 |
ПС НО кВ Полозове. Ввод 0,4 кВ ТСН1 |
ТК-20 75/5 Кл. т. 0,5 Зав. № б/н Зав. № б/н Зав. № б/н |
— |
EA02RL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. № 01129702 |
Активная |
±0,8 |
±2,9 | |
10 |
ПС ПО кВ Полозове. Ввод 0,4 кВ ТСН2 |
ТК-20 75/5 Кл. т. 0,5 Зав. № б/н Зав. № б/н Зав. № б/н |
— |
EA02RL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. № 01129589 |
Реактивная |
±2,1 |
±4,3 | |
11 |
ПС ПО кВ Островная. Ввод 110 кВ Т1 |
ТФЗМ-110 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 40497 Зав. № 40945 Зав. № 40559 |
НКФ-110 110000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 43928 Зав. №43931 Зав. № 44462 |
EA02RL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. № 01129514 | ||||
12 |
ПС ПО кВ Островная. Ввод ПО кВ Т2 |
ТФЗМ-110 300/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 40970 Зав. № 40427 Зав. № 40977 |
НКФ-110 110000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №44461 Зав. № 43275 Зав. № 44594 |
EA02RL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. № 01129649 |
Активная |
± 1,0 |
±3,0 | |
13 |
ПС ПО кВ Чернушка. Ввод ВЛ 110 кВ Татышлы №1 |
ТФМ-110 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. №0631 Зав. № 0629 Зав. № 0634 |
НКФ-110 110000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №57281 Зав. №55612 Зав. №57801 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. № 01129457 |
RTU-325 №001450 |
Реактивная |
± 2,6 |
±4,4 |
14 |
ПС ПО кВ Чернушка. Ввод ВЛ 110 кВ Татышлы №2 |
ТФМ-110 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 0595 Зав. № 0627 Зав. № 0596 |
НКФ-110 110000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 55604 Зав. № 55683 Зав. № 55248 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. № 01129434 | ||||
15 |
ПС 110 кВ Тауш. Ввод 10кВТ1 |
ТЛМ-10 600/5 Кл. т. 1,0 Зав. № 2968 Зав. № 3027 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 3452 |
EA02RL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. № 01129594 |
Активная |
± 1,6 |
±5,6 | |
16 |
ПС НО кВ Тауш. Ввод 10кВТ2 |
ТПОЛ-Ю 600/5 Кл. т. 1,0 Зав. №4001 Зав. № 4002 |
НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 2965 |
EA02RL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. № 01129523 |
Реактивная |
±4,4 |
±8,5 | |
17 |
ПС ПО кВ Тауш. Ввод 0,4 кВ ТСН |
Т-0,66 100/5 Кл.т. 1,0 Зав. № 28362 Зав. № 00958 Зав. № 95682 |
— |
EA02RL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. № 01129627 |
Активная Реактивная |
± 1,5 ±4,1 |
±5,5 ±8,4 |
Номера точек измерений и наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
TH |
Счетчик |
УСПД |
Основна я погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
18 |
ПС ПО кВ Гондырь. Ввод ВЛ 110 кВ Сандугач |
ТФЗМ-110 600/5 Кл. т. 0,5 |
НКФ-110 110000/100 Кл. т. 0,5 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 |
RTU-325 №001450 |
Активная Реактивная |
± 1,0 ± 2,6 |
±3,0 ±4,4 |
Зав. №22591 Зав. №22613 |
Зав. № 2245 Зав. № 1502 Зав. № 12669 |
Зав. №01129461 | ||||||
19 |
ПС ПОкВ Глухарь. Ввод ВЛ 110 кВ Шамары |
ТВ-110 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 45064 Зав. № 45100 Зав. №45120 |
НКФ-110 110000/100 Кл. т. 1,0 Зав. №9212 Зав. № 9016 Зав. № 1616 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. №01129466 |
Активная Реактивная |
± 1,5 ±3,6 |
±3,2 ±4,7 | |
20 |
ПС ПОкВ Глухарь. Ввод ВЛ 110 кВ Платоново |
ТВ-110 200/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 5064 Зав. №5120 |
НКФ-110 110000/100 Кл. т. 1,0 Зав. №2210 Зав. №2010 Зав. №2611 |
EA02RAL-P3B-4 Кл. т. 0,2S/0,2 Зав. №01129441 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 +1,02) Ином; ток (1 + 1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °C.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) ином; ток (0,05+ 1,2) 1ном для точек измерений 1-5, 7-20; ток (0,02+ 1,2) 1ном для точки измерений 6; coscp от 0,5 инд до 0,8 емк ;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °C, для счетчиков от минус 20 до +55 °C; для УСПД от минус 10 до +50 °C и сервера от + 15 до + 35 °C;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 до +30 °C;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206, ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик Евро Альфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности (tB) не более 2 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности (tB) не более 2ч.;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tB = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию 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;
- выключение и включение УСПД;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- 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 состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- один раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 117 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии за месяц по каждому каналу - 45 суток (функция автоматизирована), сохранение информации при отключении питания - 6 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Пермэнерго».
JuWnVlllJlVLX. ± nvv ID VflVlVlVlDl C4.O 1 ViVlUlHOripUDannUH rin\pwpriviuj-\ri47nnv/-noivivp/xi lUJIDHVn
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Пермэнерго» определяется
проектной документацией на систему.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Пермэнерго». Измерительные каналы. Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2008 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты.
- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;
- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики ЕвроАльфа - по методике поверки «Многофункциональный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки»;
- УСПД RTU - 325 - по методике поверки «Комплексы аппаратно-програмных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300». Методика поверки» ДИЯМ.466453.005 МП
Приемник сигналов точного времени.
Межповерочный интервал - 4 года.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94.
ГОСТ Р 8.596-2002.
Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГСП. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Заключение
Тин системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Пермэнерго» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.
Владелец: ОАО «Пермэнерго»
Юридический адрес: 614990, г.Пермь, ГСП, Комсомольский пр,48.
Телефон: (3422)406 215, Факс (3422) 406 648