Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Богучанская ГЭС"
| Номер в ГРСИ РФ: | 59900-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва |
| 59900-15: Описание типа СИ | Скачать | 104.7 КБ |
Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богучанская ГЭС» (далее по тексту - ИИК) предназначены для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнерги
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 59900-15 |
| Наименование | Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Богучанская ГЭС" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | на 6 шт. с зав.№ 20 … 25 |
Производитель / Заявитель
ЗАО НПП "ЭнергопромСервис", г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 12 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 12 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 59900-15: Описание типа СИ | Скачать | 104.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Каналы измерительно-информационные системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богучанская ГЭС» (далее по тексту - ИИК) предназначены для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента в составе системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богучанская ГЭС» (Госреестр № 54355-13).
Описание
ИИК состоят из трех уровней:
1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), который включает в себя устройство сбора и обработки данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение, передачу на верхний уровень;
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер сбора, обработки и хранения данных (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
ИВКЭ (УСПД типа RTU-325T) автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из счетчиков данных коммерческого учета электроэнергии и записей журнала событий счетчиков. УСПД производит приведение результатов измерений к реальным значениям с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. После поступления в УСПД считанной информации данные обрабатываются и записываются в энергонезависимую память УСПД.
ИВК (сервер АИИС КУЭ) автоматически в заданные интервалы времени (30 мин) производит считывание из УСПД данных коммерческого учета электроэнергии и журналов событий и осуществляет дальнейшую обработку измерительной и служебной информации, формирование справочных и отчетных документов. Доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
Обмен информацией между счетчиками, УСПД и сервером АИИС КУЭ осуществляется по проводным линиям связи. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием инженерного пульта (ноутбука) через встроенный оптический порт счетчиков.
Передача информации ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента осуществляется с уровня ИВК по электронной почте с помощью сети Internet в виде файла формата XML. Результаты измерений электроэнергии (W, кВ'тч, Q, квар^ч) передаются в целых числах. При необходимости файл подписывается электронной цифровой подписью.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Единое календарное время в ИИК обеспечивается системой обеспечения единого времени (СОЕВ) АИИС КУЭ ОАО «Богучанская ГЭС». В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени (УСВ), сервера АИИС КУЭ, счетчиков.
В качестве УСВ используется УСПД типа RTU-325T, зав. номер 006096 (Госреестр № 44626-10). Источником сигналов точного времени служит приемник сигналов точного времени системы GPS или ГЛОНАСС. Погрешность хода часов УСВ - не хуже ± 10 мс.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД происходит при каждом обращении к серверу, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД и на величину более чем ± 2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется один раз в сутки при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ± 2 с.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) ИИК АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО УСПД, ПО сервера АИИС КУЭ, ПО СОЕВ. Программные средства сервера АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «АльфаЦЕНТР» (свидетельство о метрологической аттестации от 31.05.2012 № АПО-001-12, выдано ФГУП «ВНИИМС»).
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в Таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ.
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
MD5 |
ПО ИИК АИИС КУЭ не влияет на их метрологические характеристики.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует высокому по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3 и Таблице 4.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
|
i |
Диспетчерское наименование точки измерений, код очки измерений |
Состав ИИК |
Вид электроэнергии | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
20 |
ГГ7-вывода 15,75 кВ 241060002111007 |
JKQ КТ 0,2S 15000/5 Зав. №№ 2011.4101.01/001; 2011.4101.01/002; 2011.4101.01/003 Г осреестр № 41964-09 |
TJC6 КТ 0,2 (15750/V3)/(100/V3) Зав. №№ 1VLT5211018327; 1VLT5211018328; 1VLT5211018329 Г осреестр № 36413-07 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0805114358 Г осреестр № 36697-08 |
УСПД RTU-325^ зав. № 006096 Госреестр № 44626-10 |
Сервер АИИС КУЭ |
Активная Реактивная |
|
21 |
ГГ8-вывода 15,75 кВ 241060002111008 |
JKQ КТ 0,2S 15000/5 Зав. №№ 2011.4823.01/001; 2011.4823.01/002; 2011.4823.01/003 Г осреестр № 41964-09 |
TJC6 КТ 0,2 (15750/V3)/(100/V3) Зав. №№ 1VLT5211022841; 1VLT5211022842; 1VLT5211022843 Г осреестр № 36413-07 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0805110728 Г осреестр № 36697-08 |
Активная Реактивная | ||
|
22 |
ГГ9-вывода 15,75 кВ 241060002111009 |
JKQ КТ 0,2S 15000/5 Зав. №№ 2012.1782.01/001; 2012.1782.01/002; 2012.1782.01/003 Г осреестр № 41964-09 |
TJC 6-G КТ 0,2 (15750/V3)/(100/V3) Зав. №№ 1VLT5212005690; 1VLT5212005691; 1VLT5212005692 Г осреестр № 49111-12 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0808111569 Г осреестр № 36697-08 |
Активная Реактивная | ||
|
23 |
Богучанская ГЭС, Блок генератор-трансформатор №7 -220кВ |
JR 0,5 КТ 0,2S 1000/1 Зав. №№ 3/11/0082; 3/11/0083; 3/11/0084 Г осреестр № 35406-07 |
SU 252/B34 КТ 0,2 (220000/V3)/(100/V3) Зав. №№ 10/095626; 10/095633; 10/095631 Г осреестр № 44734-10 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0806114248 Г осреестр № 36697-08 |
Активная Реактивная | ||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
24 |
Богучанская ГЭС, Блок генератор-трансформатор №8 -220кВ |
JR 0,5 КТ 0,2S 1000/1 Зав. №№ 3/11/0079; 3/11/0080; 3/11/0081 Г осреестр № 35406-07 |
SU 252/B34 КТ 0,2 (220000/^3)/(100/^3) Зав. №№ 10/095625; 10/095635; 10/095616 Г осреестр № 44734-10 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0807110889 Г осреестр № 36697-08 |
УСПД RTU-325^ зав. № 006096 Госреестр № 44626-10 |
Сервер АИИС КУЭ |
Активная Реактивная |
|
25 |
Богучанская ГЭС, Блок генератор-трансформатор №9 -220кВ |
JR 0,5 КТ 0,2S 1000/1 Зав. №№ 3/11/0085; 3/11/0086; 3/11/0087 Г осреестр № 35406-07 |
SU 252/B34 КТ 0,2 (220000/^3)/(100/^3) Зав. №№ 10/095627; 10/095619; 10/095610 Г осреестр № 44734-10 |
СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Зав. № 0808110179 Г осреестр № 36697-08 |
Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении активной электроэнергии и мощности
|
Номер ИИК |
Коэф. мощности cos ф |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении активной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
I1(2)%—1изм<15% |
I5%—1изм<120% |
120%<1изм<1100% |
I100%—I-изм—I120% | ||
|
20 - 25 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2 S |
1,0 |
± 1,2 |
± 0,8 |
± 0,8 |
± 0,8 |
|
0,9 |
± 1,2 |
± 0,9 |
± 0,8 |
± 0,8 | |
|
0,8 |
± 1,3 |
± 1,0 |
± 0,9 |
± 0,9 | |
|
0,7 |
± 1,5 |
± 1,1 |
± 0,9 |
± 0,9 | |
|
0,6 |
± 1,7 |
± 1,2 |
± 1,0 |
± 1,0 | |
|
0,5 |
± 2,0 |
± 1,4 |
± 1,2 |
± 1,2 | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ при измерении реактивной
электроэнергии и мощности_________________________________________________________
|
Номер ИИК |
Коэф. мощности cosф/sinф |
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИИК при измерении реактивной электроэнергии и мощности в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
|
11(2)%<1изм<15% |
15%<1изм<120% |
120%<1изм<1100% |
100%<1изм<1120% | ||
|
20 - 25 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 |
0,9/0,44 |
± 2,6 |
± 1,9 |
± 1,7 |
± 1,7 |
|
0,8/0,6 |
± 2,2 |
± 1,8 |
± 1,6 |
± 1,6 | |
|
0,7/0,71 |
± 2,1 |
± 1,8 |
± 1,6 |
± 1,6 | |
|
0,6/0,8 |
± 2,1 |
± 1,8 |
± 1,6 |
± 1,6 | |
|
0,5/0,87 |
± 2,1 |
± 1,9 |
± 1,7 |
± 1,7 | |
Ход часов компонентов ИИК АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока от 0,98^Uhom до 1,02 •Uhom;
- сила переменного тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- частота переменного тока 50 Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0 мТл;
- температура окружающей среды: 20 °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение переменного тока от 0,9^Uhom до 1,1 •Uhom;
- сила переменного тока 0,01Jhom до 1,2^Ihom, cos9=(0,5-1) инд;
- частота переменного тока от 49,8 до 50,2 Гц
- магнитная индукция внешнего происхождения от 0 до 0,5 мТл.
Температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5. Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электроэнергии и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в ИИК АИИС КУЭ измерительных компонентов: среднее время наработки на отказ:
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - не менее 140000 часов,
- УСПД RTU-325T - не менее 55000 часов
среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика и УСПД Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств ИИК АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
- на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых
п аролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВКЭ и ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
- защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- попытки несанкционированного доступа;
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения, отклонения тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;
- фактов коррекции времени;
- перерывы питания.
Возможность коррекции времени в:
- УСПД (функция автоматизирована);
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере АИИС КУЭ, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - не менее 113 суток, при отключении питания - не менее 3 лет;
- УСПД RTU-325T - не менее 45 суток, при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации ИИК типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность ИИК
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
JKQ |
9 |
|
Трансформатор тока |
JR 0,5 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
SU 252/B34 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
TJC 6-G |
3 |
|
Трансформатор напряжения |
TJC6 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
3 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М.16 |
3 |
|
УСПД |
RTU-325T |
1 |
|
Сервер АИИС КУЭ |
Сервер, совместимый с платформой х86 |
1 |
|
АРМ |
Персональный компьютер, совместимый с платформой х86 |
1 |
|
KVM- консоль |
ATEN CL 1000 MR |
1 |
|
Ethemet-коммутатор |
MOXA PT-7710-F-HV |
2 |
|
Модуль 8 x 10/100BaseTX |
PM-7200-8TX |
1 |
|
Модуль 4 x 10/100BaseTX, 2 х BaseFX |
PM-7200-2MSC4TX |
1 |
|
Мультиплексор |
MOXA NPort 5650-16 |
1 |
|
Преобразователь интерфейса |
ПИ-2 (RS-485/USB 1.1) |
1 |
|
Блок питания устройств |
Moxa DR-4524 |
1 |
|
Источник питания |
TSP 090-124 |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart UPC SC 420 |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC 3000VA Smart On-Line |
1 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
|
Специализированное программное обеспечение |
ПК «АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
ГДАР.411711.128-01 ПФ |
1 |
|
Методика поверки |
МП 2093/550-2014 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 2093/550-2014 «ГСИ. Каналы измерительноинформационные системы автоматизированной информационно-измерительной
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богучанская ГЭС». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в декабре 2014 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверке ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04.12.2007;
- УСПД RTU-325T - по документу ДЯИМ.466215.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325T. Методика поверки» утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
Р адиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
П ереносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Каналы информационно-измерительные №№ 20 - 25 автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ОАО «Богучанская ГЭС». Методика измерений. ГДАР.411711.128-01 МВИ». Аттестована ФБУ «Ростест-Москва. Свидетельство об аттестации методики измерений № 1420/550-01.00229-2014 от 31.12.2014 года.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов
на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
Смотрите также
