Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП-220 кВ "Росляковская - Югра " филиала ОАО "Тюменьэнерго " "Нефтеюганские электрические сети "
Номер в ГРСИ РФ: | 49638-12 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Тюменьэнерго", г.Сургут |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП-220 кВ ┌Росляковская - Югра√ филиала ОАО ┌Тюменьэнерго√ ┌Нефтеюганские электрические сети√ (далее ╞ АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 49638-12 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП-220 кВ "Росляковская - Югра " филиала ОАО "Тюменьэнерго " "Нефтеюганские электрические сети " |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2012 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Номер сертификата | 46186 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 261 п. 06 от 20.04.2012 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Тюменьэнерго", г.Сургут
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 49638-12 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
49638-12: Описание типа СИ | Скачать | 516.3 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП-220 кВ «Росляковская - Югра» филиала ОАО «Тюменьэнерго» «Нефтеюганские электрические сети» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
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).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ P 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
2 -й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» со встроенным устройством синхронизации времени на GPS-приемнике и технические средства приема-
передачи данных.
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), 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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям либо с использованием стационарных терминалов сотовой связи на верхний уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Отображение информации на мониторах АРМ и передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя устройство синхронизации времени на GPS-приемнике, входящее в состав УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов УСПД синхронизировано с сигналами точного времени от GPS-приемника. Погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сличение времени часов сервера БД с временем часов УСПД осуществляется каждый час. Коррекция времени часов сервера выполняется один раз в сутки при достижении допустимого расхождения времени часов сервера и УСПД на ±3 с. Сличение времени часов счетчиков и УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, коррекция времени часов счетчиков происходит при расхождении со временем часов УСПД на +3 с. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных - является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» (по МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
Наименование программного обеспечения |
Идентиф икацион-ное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПК «Энергосфера» |
Консоль администратора , AdCenter.exe |
6.5.70.1029 |
e79734fd4e1ccb2356eee943e5d1 b400 |
MD5 |
Редактор структуры объектов учёта и расчётных схем, AdmTool.exe |
6.5.27.5702 |
b5а743с258еа1bf8b07ff118cb4ef 6с6 |
MD5 | |
Автоматический контроль системы, AlarmSvc.exe |
6.5.33.474 |
c0db12dc5686c9acf9980303c923 d1fd |
MD5 | |
Настройка параметров УСПД ЭКОМ, config.exe |
6.5.41.1162 |
9ba27b719d2a10cd4f3 e70da17d5 ded2 |
MD5 | |
Автоматизированное рабочее место, ControlAge.exe |
6.5.85.1478 |
7e5fdbb0cf53b38e787ec598a96c dbc0 |
MD5 | |
CRQ-интерфейс к БД, CRQonDB.exe |
6.5.21.349 |
65b336ac601719b5f43af63c1089 5fb7 |
MD5 | |
Центр экспор-та/импорта макетных данных, expimp.exe |
6.5.89.2724 |
6b6b17f239bf2e4377f765d841d5 5a5a |
MD5 | |
Сервер опроса, Pso.exe |
6.5.45.1916 |
2adc04956823ac3f03cdd1d9d294 7d77 |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики.
№ п/п |
Номер точки измерений и наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики | |||||
Основная погрешность, % |
Погрешность в раб. усл., % | ||||||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | ||||||
1 |
1 |
ВЛ-220 Пыть-Ях -Росляков-ская |
ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 30934962 Зав.№ 30934963 Зав.№ 30934964 |
СРВ-245 220000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5 Зав.№ 8615-470 Зав.№ 8615-471 Зав.№ 8615-473 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 1224212 |
ЭКОМ 3000 Зав. № 08102929 |
Активная, Реактивная |
± 0,8 ± 1,8 |
± 1,2 ± 2,1 |
2 |
2 |
ВЛ-220 Магистральная - Росля-ковская |
ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 30933465 Зав.№ 30933466 Зав.№ 30933467 |
СРВ-245 220000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5 Зав.№ 8615-474 Зав.№ 8615-472 Зав.№ 8615-469 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 1224217 | ||||
3 |
3 |
ОЭВ-220 |
ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 30928733 Зав.№ 30928741 Зав.№ 30928739 |
СРВ-245 220000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5 Зав.№ 8615-470/ 8615-474 Зав.№ 8615-471/ 8615-472 Зав.№ 8615-473/ 8615-469 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 1224215 |
Окончание таблицы 1
№ п/п |
Номер точки измерений и наименование объекта |
Состав измерительного канала |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики | |||||
Основная погрешность, % |
Погрешность в раб. усл., % | ||||||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | ||||||
4 |
4 |
ВЛ-220 Югра-1 |
ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 30928734 Зав.№ 30928737 Зав.№ 30928740 |
СРВ-245 220000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5 Зав.№ 8615-474 Зав.№ 8615-472 Зав.№ 8615-469 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 1224199 |
ЭКОМ 3000 Зав. № 08102929 |
Активная, Реактивная |
± 0,8 ± 1,8 |
± 1,2 ± 2,1 |
5 |
5 |
ВЛ-220 Югра-2 |
ВСТ 1000/5 Кл. т. 0,2S Зав.№ 30928735 Зав.№ 30928736 Зав.№ 30928738 |
СРВ-245 220000:^3/ 100:^3 Кл. т. 0,5 Зав.№ 8615-470 Зав.№ 8615-471 Зав.№ 8615-473 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав.№ 1224200 |
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 (0,95 + 1,05) ином; ток (1 + 1,2) 1ном; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) ином; ток (0,01 + 1,2) 1ном; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С; для счетчиков от минус 40 до + 65 °С; для УСПД от минус 10 до +50 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 1ном, cos9 = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до + 30 °С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ P 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 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 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как неотъемлемая часть.
8. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 24 ч;
- ИВК - коэффициент готовности - не менее 0,99; среднее время восстановления работоспособности не более 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания 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;
- выключение и включение УСПД;
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, параметрирова-
нии:
- 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);
- сбора - 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
- УСПД - хранение информации не менее 35 суток; хранение информации при отключении питания не менее 1 года;
- сервер БД - хранение информации не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ соответствует паспорт-формуляру, в котором приведен полный перечень измерительных, связующих и вычислительных компонентов, образующих каждый измерительный канал.
В комплект поставки входит техническая и эксплуатационная документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.
Поверка
осуществляется по документу МП 49638-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) СП-220 кВ «Росляковская -Югра» филиала ОАО «Тюменьэнерго» «Нефтеюганские электрические сети». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2012 году.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики Альфа - по методике поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;
- УСПД «ЭКОМ-3000» - по методике поверки МП 26-262-99.
Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по методике поверки на АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) СП-220 кВ «Росля-ковская - Югра» филиала ОАО «Тюменьэнерго» «Нефтеюганские электрические сети». Руководство по эксплуатации».
Нормативные документы
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S».
ГОСТ Р 52425-2005 |
«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии». |
ГОСТ 22261-94 |
Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия. |
ГОСТ Р 8.596-2002 |
ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения. |
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.