Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС О-67 "Родники" ОАО "Региональная энергетическая компания"
Номер в ГРСИ РФ: | 52250-12 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Инженерный центр "Энергосервис", г.Архангельск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС О-67 ┌Родники√ ОАО ┌Региональная энергетическая компания√ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 52250-12 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС О-67 "Родники" ОАО "Региональная энергетическая компания" |
Класс СИ | 34.01.04 |
Год регистрации | 2012 |
Страна-производитель | Россия |
Информация о сертификате | |
Срок действия сертификата | .. |
Номер сертификата | 49271 |
Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
Дата протокола | Приказ 1175 п. 01 от 26.12.2012 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Инженерный центр "Энергосервис", г.Архангельск
Россия
Поверка
Методика поверки / информация о поверке | МП 52250-12 |
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
52250-12: Описание типа СИ | Скачать | 227.6 КБ | |
Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС О-67 «Родники» ОАО «Региональная энергетическая компания» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) и программное обеспечение (далее - ПО).
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, блок коррекции времени (БКВ) ЭНКС-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД RTU-325, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналу Ethernet на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В качестве резервного канала используется канал на основе GSM связи. По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по проводным каналам связи, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации от ИВК в ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» Балтийское РДУ, ОАО «Янтарьэнергосбыт», ОАО «Янтарьэнерго» осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя устройство синхронизации системного времени (УССВ), установленное на уровне ИВКЭ, блок коррекции времени (БКВ), установленный на уровне ИВК, программное обеспечение СОЕВ, таймеры счетчиков, УСПД и СБД. Время сервера БД и УСПД RTU-325 скорректировано с временем соответствующего приемника, осуществляющего синхронизацию часов по эталонным сигналам точного времени системы глобального позиционирования (GPS). Погрешность синхронизации часов сервера баз данных обусловливается задержкой выполнения API ОС и составляет 0,5 с. Периодичность синхронизации - 30 мин. Корректировка осуществляется при расхождении часов более чем на ±2 с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД происходит при каждом сеансе связи. Корректировка часов осуществляется при расхождении с часами RTU-325 более чем на ±2 с. Точность синхронизации часов УСПД не хуже 1 с. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ПС О-67 «Родники» ОАО «Региональная энергетическая компания» используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 — Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Альфа-ЦЕНТР» |
программа-планировщик опроса и передачи данных |
amrserver.exe |
v.12.01.01.01 |
6a6fb014f69ccc963 f4c59449fd933a9 |
MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД |
amrcexe |
ff7904bc8feadbe56 6aed283a063cdd7 | |||
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД |
amra.exe |
73e5ec4ad16ec496 7b3 61946e0aeaacc | |||
драйвер работы с БД |
cdbora2.dll |
1285eec8e0179fcf3 b44645747eb6056 | |||
библиотека шифрования пароля счетчиков |
encryptdll.dll |
0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c | |||
библиотека сообщений планировщика опросов |
alphamess.dll |
b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационных комплексов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ПС О-67 «Родники» ОАО «Региональная энергетическая компания» и их основные метрологические характеристики.
Номер точки измерений |
Номер точки измерений на однолинейной схеме |
Наименование точки измерений |
Состав измерительного канала |
Вид электро-энергии |
Метрологические характристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК (ИВКЭ) |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | ||||
1 |
1 |
ПС 110/15 кВ О-67 «Родники», В Т-1 110 кВ |
SB0.8H Кл.т. 0,2S 400/5 Зав.№ 08030631-2 Зав.№ 08030630-2 Зав.№ 08030632-2 |
CPB 123 Кл.т. 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав.№ 8782214 Зав.№ 8782211 Зав.№ 8782209 |
A1802RA L-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01191427 |
RTU- 325 Зав. № 004633 |
Активная Реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,5 |
2 |
2 |
ПС 110/15 кВ О-67 «Родники», В Т-2 110 кВ |
SB0.8H Кл.т. 0,2S 400/5 Зав.№ 08030633-2 Зав.№ 08030629-2 Зав.№ 08030628-2 |
CPB 123 Кл.т. 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав.№ 8782213 Зав.№ 8782212 Зав.№ 8782210 |
A1802RA L-P4GB-DW-4 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 01191426 |
Активная Реактивная |
±0,6 ±1,3 |
±1,5 ±2,5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
4. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,95 ^ 1,05) Uh; ток (1,0 ^ 1,2) Ih; cosф = 0,9инд.;
- температура окружающей среды: (20±5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosф(smф) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- для счетчиков электроэнергии Альфа А1800:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2) Ih2; коэффициент мощности cosф(smф) - 0,5
- 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 °С до +50°С; счетчиков - от минус 40 °С до + 65 °С; УСПД - от 0 °С до + 70 °С; ИВК -от + 10 °С до + 25 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % 1ном, ^ф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 35 °С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ПС О-67 «Родники» ОАО «Региональная энергетическая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120 000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- БКВ ЭНКС-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источ
ника 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;
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, параметриро-вании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС О-67 «Родники» ОАО «Региональная энергетическая компания» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
№ Госреестра |
Количество |
Трансформаторы тока встроенные SB0.8H |
52176-12 |
6 шт. |
Трансформатор напряжения CPB 123 |
15853-06 |
6 шт. |
Счетчик электрической энергии Альфа А1800 |
31857-06 |
2 шт. |
Устройство сбора и передачи данных RTU-325 |
37288-08 |
1 шт. |
Блок коррекции времени БКВ ЭНКС-2 |
37328-08 |
1 шт. |
Методика поверки |
_ |
1 шт. |
Формуляр |
_ |
1 шт. |
Руководство по эксплуатации |
_ |
1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП 52250-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС О-67 «Родники» ОАО «Региональная энергетическая компания». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2012 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• 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";
• Альфа А1800 - по документу МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;
• УСПД RTU-325 - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП»;
• БКВ ЭНКС-2 - по методике поверки ЭНКС.426487.003МП;
• 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 с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПС О67 «Родники» ОАО «Региональная энергетическая компания».
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. 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 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия
ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003) Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.