Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Сургутские городские электрические сети" (ПНС, ПКТС)
| Номер в ГРСИ РФ: | 60247-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергоресурс-Холдинг", г.Волгоград |
| 60247-15: Описание типа СИ | Скачать | 96.9 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сургутские городские электрические сети» (ПНС, ПКТС) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 60247-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Сургутские городские электрические сети" (ПНС, ПКТС) |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 101 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергоресурс-Холдинг", г.Волгоград
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 60247-15: Описание типа СИ | Скачать | 96.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сургутские городские электрические сети» (ПНС, ПКТС) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс, включающий в себя 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 (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени (УСВ) на базе приемника GPS-сигналов 35HVS, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза 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 результатов измерений в организации-участники 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);
-передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи 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 без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим местным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВтч, Q, квар^ч) передаются в целых числах.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485, CAN и по беспроводному GSM/GPRS каналу (с использованием каналообразующей аппаратуры) поступает в СБД АИИС КУЭ.
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации. оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ. счетчиков и сервера.
Сравнение показаний часов СБД АИИС КУЭ и УСВ 35HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера СБД АИИС КУЭ и УСВ 35HVS осуществляется при расхождении показаний часов СБД АИИС КУЭ и УСВ 35HVS на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и СБД АИИС КУЭ осуществляется с цикличностью один раз в сутки. Синхронизация часов счетчиков и СБД АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и СБД АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО СБД. Программные средства СБД уровня ИВК включают серверную операционную систему, сервисные программы, программы обработки текстовой информации, ПО систем управления базами данных (СУБД) и ПО «АльфаЦЕНТР».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
АльфаЦЕНТР |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.01 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
|
Другие идентификационные данные, если имеются |
ac_metrology.dll |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2,3,4.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Номер ИК |
Наименование ИК, диспетчерское наименование присоединения |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД |
|
1 |
ТП № 73П 6 кВ, КРУ-6 кВ, яч. 2 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 7069-07 |
НАМИ-10 КТ 0,2 Ктн=6000/100 Рег. № 11094-87 |
Меркурий 230 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 23345-07 |
- |
|
2 |
ТП № 73П 6 кВ, КРУ-6 кВ, яч. 15 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 7069-07 |
НАМИ-10 КТ 0,2 Ктн=6000/100 Рег. №11094-87 |
Меркурий 230 КТ 0,5S/1,0 Рег.№ 23345-07 |
- |
|
3 |
КТПН № 83П 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод-1 |
- |
- |
Меркурий 230 КТ 1,0/2,0 Рег.№ 23345-07 |
- |
|
4 |
КТПН № 83П 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод-2 |
- |
- |
Меркурий 230 КТ 1,0/2,0 Рег.№ 23345-07 |
- |
|
6 |
ПС 110 кВ Сайма, ЗРУ-10 кВ, 1С-10 кВ, яч.105 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег. № 7069-07 |
НАМИ-10 КТ 0,2 Ктн=10000/100 Рег. №11094-87 |
Альфа А1800 КТ 0,5S/1,0 Рег. №31857-06 |
- |
|
7 |
ПС 110 кВ Сайма, ЗРУ-10 кВ, 2С-10 кВ, яч.206 |
ТОЛ-10 КТ 0,5 Ктт=600/5 Рег. № 7069-79 |
НАМИ-10 КТ 0,2 Ктн=10000/100 Рег. №11094-87 |
Альфа А1800 КТ 0,5S/1,0 Рег. №31857-06 |
- |
|
Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 4 КТ - класс точности, Ктт (Ктн) - коэффициент трансформации трансформатора тока (напряжения). | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер канала |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||||
|
§1(2)%, I1(2) %- 1изм< I5 % |
§5 %, I5 %- 1изм< I20 % |
§20 %, I 20 %- I изм< I 100 % |
§100 %, I 100 %- I изм- I 120 % | |||
|
1 ,2, 6, 7 ТТ-0,5; ТН-0,2; C4-0,5S |
1,0 |
_ |
± 2,1 |
± 1,6 |
± 1,5 | |
|
0,9 |
_ |
± 2,6 |
± 1,8 |
± 1,6 | ||
|
0,8 |
_ |
± 3,1 |
± 2,0 |
± 1,7 | ||
|
0,7 |
_ |
± 3,8 |
± 2,3 |
± 1,9 | ||
|
0,5 |
_ |
± 5,5 |
± 3,0 |
± 2,4 | ||
|
3 ,4 Сч-1,0 |
1,0 |
_ |
± 3,4 |
± 2,9 |
± 2,9 | |
|
0,9 |
_ |
± 3,5 |
± 2,9 |
± 2,9 | ||
|
0,8 |
_ |
± 3,6 |
± 3,0 |
± 3,0 | ||
|
0,7 |
_ |
± 3,7 |
± 3,1 |
± 3,1 | ||
|
0,5 |
_ |
± 3,9 |
± 3,2 |
± 3,2 | ||
|
Номер канала |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | ||||
|
§1(2)%, I 1(2) %- I изм< I 5 % |
§5 %, I 5 %- I изм< I 20 % |
§20 %, I20 %- 1изм< I100 % |
§100 %, I100 %-1изм- I120 % | |||
|
1 ,2, 6, 7 ТТ-0,5; ТН-0,2; Сч-1,0 |
0,9 |
_ |
± 7,5 |
± 4,8 |
± 4,2 | |
|
0,8 |
_ |
± 5,9 |
± 4,1 |
± 3,8 | ||
|
0,7 |
_ |
± 5,1 |
± 3,9 |
± 3,7 | ||
|
0,5 |
_ |
± 4,2 |
± 3,6 |
± 3,5 | ||
|
3 ,4 Сч-2,0 |
0,9 |
_ |
± 10,5 |
± 8,8 |
± 8,8 | |
|
0,8 |
_ |
± 10,0 |
± 8,4 |
± 8,4 | ||
|
0,7 |
_ |
± 9,5 |
± 8,1 |
± 8,1 | ||
|
0,5 |
_ |
± 8,5 |
± 7,3 |
± 7,3 | ||
Примечания:
1 Погрешность измерений §1(2)%Р и §1(2)%Q для cosф = 1,0 нормируется от I 1 %, а погрешность измерений §1(2)%Р и 5i(2)%q для cosф < 1,0 нормируется от I 2 %.
2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество ИК |
7 |
|
Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: - напряжение - сила тока, % от 1ном - температура окружающей среды, °С |
от 0,98-Пном до 1,02-Лном от 1ном до 1,2- 1ном, cosф = 0,9 инд от 15 до 25 |
Продолжение таблицы 4
|
Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: - напряжение питающей сети - сила тока для ИИК №№ 1, 2, 6, 7 - сила тока для ИИК №№ 3, 4 температура окружающей среды: - для счетчиков электроэнергии, °С - для трансформаторов тока, °С - для трансформаторов напряжения, °С - для сервера, °С |
от 0,9-ином до 1,1-ином от 0,05-1ном до 1,2- 1ном от 0,004-1ном до 1макс от 0 до 20 по ГОСТ 7746-2015 по ГОСТ 1983-2015 от 15 до 25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - счетчик электроэнергии Меркурий 230 - счетчик электроэнергии Альфа А1800 - среднее время восстановления работоспособности при выходе из строя, не более, ч - для счетчиков электроэнергии - для сервера - для GSM модема |
150000 120000 2 0,5 1 |
|
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях , сут, не менее - для Меркурий 230 - для Альфа А1800 - при отключении питания, лет, не менее сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
85 180 10 3,5 |
|
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает, с/сут |
±5 |
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках и сервере;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчике (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип |
Количество, шт. |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
Меркурий 230 |
4 |
|
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
Альфа А 1800 |
2 |
|
GSM/GPRS модем |
ОВЕН ПМ01-220.АВ |
1 |
|
GSM/GPRS модем |
TELEOFIS RX108-L2 |
1 |
|
Преобразователь интерфейса RS-232 в Ethernet |
Moxa NPort 5210A |
2 |
|
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-35HVS |
1 |
|
Сервер сбора и хранения БД |
HP Proliant DL380 G4 |
1 |
|
Источник бесперебойного питания |
APC Smart-UPS X 3000 VA |
1 |
|
Оптический преобразователь |
АЕ-2 (для Альфа А1800) |
1 |
|
Оптический преобразователь |
Оптический адаптер (для Меркурий 230) |
1 |
|
Специализированное программное обеспечение |
«АльфаЦЕНТР» |
1 |
|
Методика поверки |
МП 2100/550-2015 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
35923624.442231.14/025.ЭД.ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 2100/550-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Сургутские городские электрические сети» (ПНС, ПКТС). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в феврале 2015 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков Меркурий 230 - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 21 мая 2007 г.;
- счетчиков Альфа A1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМ им. Д. И. Менделеева" 19 мая 2006 г.
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
Смотрите также
