Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Красноярскэнергосбыт"
Номер в ГРСИ РФ: | 59939-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск |
59939-15: Описание типа СИ | Скачать | 106.1 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 59939-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Красноярскэнергосбыт" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 2 |
Производитель / Заявитель
ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
59939-15: Описание типа СИ | Скачать | 106.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт» (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Описание
АИИС представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС выполняет следующие функции:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический и 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;
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серверов 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;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС;
- измерение времени;
- прием, обработка и передача измерительной информации от АИИС КУЭ смежных субъектов оптового рынка электроэнергии.
АИИС имеет трехуровневую структуру:
- первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- второй уровень - информационно-вычислительный комплекс
(ИВК).
ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
- трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.
ИВК является центром сбора и обработки информации (ЦСОД) АИИС КУЭ ОАО "Красноярскэнергосбыт", состоящим из комплекса информационно вычислительного «ИКМ-Пирамида» (№Г. р. № 45270-10).
Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной
мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
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. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.
Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU). Далее данные со счетчиков по каналообразующей аппаратуре передаются на уровень ИВК.
Каналообразующая аппаратура состоит из модемов GSM модемов с поддержкой передачи данных по GPRS, каналов местных операторов GSM-сети и сети Интернет.
В ИВК осуществляется:
- сбор данных со счетчиков электроэнергии;
- хранение полученных в результате обработки (заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины и умножении их на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) приращений электроэнергии в базе данных;
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
передачу результатов измерений сторонним субъектам ОРЭ
АИИС выполняет функцию измерения времени в шкале UTC. Данная функция осуществляется следующим образом.
Для синхронизации по сигналам точного времени от системы глобального позиционирования GPS используется приемник сигналов точного времени УСВ-2. Синхронизация времени сервера ИВК происходит автоматически от УСВ-2. ИВК формирует свою шкалу времени и далее передает ее на уровень ИИК ТИ. При каждом опросе счетчика вычисляется поправка времени часов счетчика. И если поправка превышает величину ± 2 c, ИВК формирует команду на синхронизацию счетчика.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
П еречень измерительных компонентов в составе ИК АИИС приведен в таблице 1.
В АИИС КУЭ допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не худшими, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется в порядке, установленном МИ 2999-2011.
Таблица 1 - Перечень измерительных компонентов (СИ) в составе ИК АИИС
№ ИК |
Наименование ИК |
Трансформаторы тока |
Трансформаторы напряжения |
Счетчики электрической энергии | |||||||||
Тип |
№ Г. р. |
К-т тр. |
Кл. т. |
Тип |
№ Г. р. |
К-т тр. |
Кл. т. |
Тип |
№ Г. р. |
Кл. т. | |||
акт. |
реакт. | ||||||||||||
1 |
ПС №39 "Учум" 110/35/10 кВ С-327 |
ТФЗМ 110Б-1У |
26422-06 |
200/5 |
0,5 |
НАМИ-110 УХЛ1 |
24218-08 |
110000/ 100 |
0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
0,5S |
1 |
2 |
ПС "Красный Хутор", ТП-715 яч.3 |
ТПЛ-10-М |
22192-03 |
30/5 |
0,5S |
НАМИТ-10-2 |
16687-07 |
10000/ 100 |
0,5 |
Меркурий 230 |
23345-07 |
0,5S |
1 |
3 |
ПС "Никитино", ТП-718, Т-73, фидер 0,4 кВ |
ТТИ-А |
28139-12 |
100/5 |
0,5S |
Не используется |
Меркурий 230 |
23345-07 |
0,5S |
1 |
Программное обеспечение
Программная часть АИИС представлена специализированным программным
обеспечением из состава ИИС Пирамида (№ Госреестра СИ 21906-11).
Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС приведены в таблице 2.
Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствующую уровню «средний» по Р 50.2.077-2014.
Составляющая погрешности из-за влияния программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PClients.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.7 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
2168821248 |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PCurrentValues.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
2869679500 |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PFillProfile.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.1 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
1132808500 |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PFixData.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
2785434575 |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PFixed.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.1.0.0 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
336649577 |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PProcess.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
2.0.2.0 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
1726524298 |
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PReplace.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
536220022 |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PRoundV alues.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
1454807780 |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
PValuesFromFixed.dll |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
1.0.0.0 |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму CRC32) |
3476001381 |
Технические характеристики
Количество измерительных каналов ................................................................................................ 3
Границы допускаемой относительной основной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии, при доверительной вероятности Р=0,951 в
нормальных условиях применения ............................................................. приведены в таблице 3
Границы допускаемой относительной погрешности измерений активной и реактивной электрической энергии, при доверительной вероятности Р=0,95 в рабочих условиях применения .................................................................................................... приведены в таблице 4
Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков
электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с
Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут
Формирование XML-файла для передачи внешним системам............... Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных ...................................................... Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ ............................................ Рабочие условия применения компонентов АИИС: - температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С...... - температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С........... - частота сети, Гц........................................................................... - напряжение сети питания, В...................................................... - индукция внешнего магнитного поля, мТл.............................. Допускаемые значения информативных параметров: - ток, % от 1ном................................................................................ 1 Рассчитаны по методике РД 153-34.0-11.209-99 |
............. автоматическое ............. автоматическое ...................................3,5 ............. автоматическое ............. от 0 до плюс 40 от минус 40 до плюс 40 ............... от 49,5 до 50,5 ................. от 198 до 242 ..................не более 0,05 ..................... от 2 до 120 |
- напряжение, % от UH0M.................................................................
................. от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
- коэффициент мощности cos ф.....................................................
- коэффициент реактивной мощности, sin ф................................
Таблица 3 - Границы допускаемой основной относительной погрешности измерения активной (3WoA) энергии
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК № 1 |
ИК № 2 |
ИК № 3 |
•V., % |
•>.., % |
•>.., % | ||
2 |
0,5 |
- |
± 4,9 |
± 4,7 |
2 |
0,8 |
- |
± 2,7 |
± 2,6 |
2 |
0,865 |
- |
± 2,4 |
± 2,3 |
2 |
1 |
- |
± 1,9 |
± 1,8 |
5 |
0,5 |
± 5,4 |
± 3,1 |
± 2,8 |
5 |
0,8 |
± 3,0 |
± 1,9 |
± 1,7 |
5 |
0,865 |
± 2,6 |
± 1,8 |
± 1,6 |
5 |
1 |
± 1,8 |
± 1,2 |
± 1,0 |
20 |
0,5 |
± 2,9 |
± 2,4 |
± 2,1 |
20 |
0,8 |
± 1,6 |
± 1,4 |
± 1,1 |
20 |
0,865 |
± 1,4 |
± 1,2 |
± 1,0 |
20 |
1 |
± 1,1 |
± 1,0 |
± 0,8 |
100, 120 |
0,5 |
± 2,2 |
± 2,4 |
± 2,1 |
100, 120 |
0,8 |
± 1,2 |
± 1,4 |
± 1,1 |
100, 120 |
0,865 |
± 1,1 |
± 1,2 |
± 1,0 |
100, 120 |
1 |
± 0,9 |
± 1,0 |
± 0,8 |
Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности активной (3WA) и реактивной (SWP) энергии в рабочих условиях применения
I, % от 1ном |
Коэффициент мощности |
ИК № 1 |
ИК № 2 |
ИК № 3 | |||
3WA, % |
3wP , % |
3WA, % |
3wP , % |
3WA, % |
3wP, % | ||
2 |
0,5 |
- |
- |
± 5,1 |
± 3,7 |
± 4,9 |
± 3,7 |
2 |
0,8 |
- |
- |
± 3,0 |
± 4,9 |
± 2,9 |
± 4,7 |
2 |
0,865 |
- |
- |
± 2,8 |
± 5,6 |
± 2,7 |
± 5,5 |
2 |
1 |
- |
- |
± 2,3 |
- |
± 2,3 |
- |
5 |
0,5 |
± 5,6 |
± 3,9 |
± 3,4 |
± 3,4 |
± 3,1 |
± 3,3 |
5 |
0,8 |
± 3,3 |
± 5,2 |
± 2,3 |
± 3,9 |
± 2,2 |
± 3,8 |
5 |
0,865 |
± 3,0 |
± 6,1 |
± 2,2 |
± 4,3 |
± 2,1 |
± 4,1 |
5 |
1 |
± 2,0 |
- |
± 1,4 |
- |
± 1,3 |
- |
20 |
0,5 |
± 3,2 |
± 3,1 |
± 2,8 |
± 3,1 |
± 2,5 |
± 3,0 |
20 |
0,8 |
± 2,1 |
± 3,6 |
± 1,9 |
± 3,4 |
± 1,8 |
± 3,2 |
20 |
0,865 |
± 2,0 |
± 3,9 |
± 1,8 |
± 3,6 |
± 1,7 |
± 3,4 |
20 |
1 |
± 1,3 |
- |
± 1,3 |
- |
± 1,1 |
- |
100, 120 |
0,5 |
± 2,6 |
± 3,0 |
± 2,8 |
± 3,1 |
± 2,5 |
± 3,0 |
100, 120 |
0,8 |
± 1,8 |
± 3,2 |
± 1,9 |
± 3,4 |
± 1,8 |
± 3,2 |
100, 120 |
0,865 |
± 1,7 |
± 3,4 |
± 1,8 |
± 3,6 |
± 1,7 |
± 3,4 |
100, 120 |
1 |
± 1,2 |
- |
± 1,3 |
- |
± 1,1 |
- |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра РЭМ.17.4.23.06.ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт».
Комплектность
Комплектность АИИС представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС
Трансформаторы тока | |
ТФЗМ 110Б-1У |
3 шт. |
ТПЛ-10-М |
2 шт. |
ТТИ-А |
3 шт. |
Трансформаторы напряжения | |
НАМИ-110 УХЛ1 |
3 шт. |
НАМИТ-10-2 |
1 шт. |
Счетчики электрической энергии: | |
Меркурий 230 |
2 шт. |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 шт. |
Технические средства ИВК | |
ИКМ «Пирамида» |
1 шт. |
Документация | |
РЭМ.17.4.23.06.ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт» | |
039-30007-2014 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт». Методика поверки» |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом 039-30007-2014 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт». Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» в ноябре 2014 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У (Госреестр № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Госреестр № 20085-11),
вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Госреестр № 22029-05), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Госреестр № 23070-05), часы «Электроника 65» (Госреестр № 12899-91).
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:
- измерительные трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- измерительные трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 230 - в соответствии с методикой поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии ИГЛШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии ВЛСТ 273.00.001И1 «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», Утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12 мая 2010 г.;
- комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с ВЛСТ.230.00.000 И1 «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки» утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт». Свидетельство об аттестации методики измерений № 226-01.00249-2010 от «21» ноября 2014 г.
Нормативные документы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Красноярскэнергосбыт»
1. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.