Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Челябэнергосбыт"
Номер в ГРСИ РФ: | 60647-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Челябэнергосбыт", г.Челябинск |
60647-15: Описание типа СИ | Скачать | 105.3 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Челябэнергосбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 60647-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Челябэнергосбыт" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Челябэнергосбыт", г.Челябинск
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
60647-15: Описание типа СИ | Скачать | 105.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Челябэнергосбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электрической энергии, по ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных на базе УСПД ЭКОМ-3000 (далее -УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных ОАО «Челябэнергосбыт» (далее - сервер ОАО «Челябэнергосбыт»), сервер баз данных ОАО «Свердловэнергосбыт» (далее - сервер ОАО «Свердловэнергосбыт»), серверы опроса и баз данных ОАО «Челябэнерго» (основной и резервный) (далее - серверы ОАО «Челябэнерго»), серверы опроса и баз данных ОАО «Свердловэнерго» (основной и резервный) (далее - серверы ОАО «Свердловэнерго»), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующих УСПД ЭКОМ-3000, которые анализируют полученную информацию на достоверность, контролируют исправность каналов связи и передают полученные данные на верхний уровень системы.
Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию соответственно на серверы ОАО «Челябэнерго» и ОАО «Свердловэнерго» по GSM\GPRS каналу связи, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача. На сервер ОАО «Свердловэнергосбыт» информация передается в виде xml-файлов формата 80020 от ОАО «Свердловэнерго»; на сервер ОАО «Челябэнергосбыт» информация передается в виде xml-файлов формата 80020 с сервера ОАО «Челябэнерго» и ОАО «Свердловэнергосбыт».
Передача информации от сервера ОАО «Челябэнергосбыт» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии 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 Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена GPS-приемниками ACE III GPS фирмы «Trimble», подключенными к Com портам серверов ОАО «Челябэнергосбыт» и ОАО «Сверд-ловэнергосбыт», основных серверов ОАО «Челябэнерго» и ОАО «Свердловэнерго». Синхронизация времени каждого сервера обеспечивается от устройства синхронизации системного времени, реализованного на приемнике GPS, принимающем сигналы точного времени. Часы серверов ОАО «Челябэнерго» и ОАО «Свердловэнерго» также могут синхронизироваться с часами соответствующих УСПД ЭКОМ-3000, синхронизация осуществляется один раз в час не зависимо от наличия расхождения.
Синхронизация часов УСПД ЭКОМ-3000 производится от встроенного GPS-модуля, корректировка часов УСПД осуществляется при расхождении с GPS-приемником на ±0,2с. Точность синхронизации не более 100 мс. Сличение часов счетчиков с часами соответствующего УСПД ЭКОМ-3000 производится каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении с часами УСПД ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД 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 ОАО «Челябэнергосбыт» используется ПК «Энергосфера» версии 7.1, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программным средством ПК «Энергосфера».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
Идентификационные признаки |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Pso metr.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.1.1.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Программно-технический комплекс «ЭКОМ», включающий в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05.
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии,
получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Челябэнергосбыт» и их основные метрологические характеристики
Номер ИК и наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические хар-ки ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ |
Осн. погрешность, % |
Погрешность в раб. усл, % | |||
8 |
ПС 19 км 110/10 кВ ВЛ-110 кВ 19 км -Нижняя |
ТФЗМ 110Б-1ХЛ1 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 52715 Зав. № 52718 Зав. № 10482 |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 1080870 Зав. № 1080790 Зав. № 1080869 |
СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 Зав. № 0108070487 |
ЭКОМ-3000М Зав. № 01071575 |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 |
13 |
ПС Уфалей 110/35/6 кВ ВЛ-110 кВ, Малахит-1 |
ТФМ-110 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 6884 Зав. № 6885 Зав. № 6888 |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 1040791 Зав. № 1040871 Зав. № 1040726 |
СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 Зав. № 0109065085 |
ЭКОМ-3000 Зав. № 08061452 |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 |
14 |
ПС Уфалей 110/35/6 кВ ВЛ-110 кВ, Малахит-2 |
ТФМ-110 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 6886 Зав. № 6883 Зав. № 6887 |
НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 816 Зав. № 544 Зав. № 549 |
СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 Зав. № 0109066023 |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 | |
15 |
ПС Уфалей 110/35/6 кВ ВЛ-110 кВ ОВ |
SB 0,8 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 06041775 Зав. № 06041776 Зав. № 06041779 |
НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 1040791 Зав. № 1040871 Зав. № 1040726 НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 816 Зав. № 544 Зав. № 549 |
СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 Зав. № 0106066011 |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 | |
27 |
ПС Рыбни-ково 110/35/10 кВ ВЛ 35 кВ Рыбниково-Ларино |
ТФН-35 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 6404 Зав. № 3372 |
ЗНОМ-35-65 Кл.т. 0,5 35000:^3/100:^ 3 Зав. № 1313108 Зав. № 1310912 Зав. № 1310979 |
СЭТ-4ТМ.03 0,2S/0,5 Зав. № 0108070441 |
ЭКОМ-3000М Зав. № 01071575 |
Активная Реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,8 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; частота (50 ± 0,2) Гц; температура окружающей среды: (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН: параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,4) Гц; температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50 °С; относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С; атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
5. Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл; температура окружающего воздуха для счётчиков от минус 40 до плюс 60 °С; относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С; атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц; температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 °С; относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С; атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 до плюс 40 °С.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена серверов ИВК и УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- УСПД «ЭКОМ-3000» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- сервер HP Proliant 380 G4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 64 067
ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 часа.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка 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, параметри-
ровании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервера ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - 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 - 3 года;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не ме
нее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Челябэнергосбыт» 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 компонента |
Тип компонента |
№ Г осреестра |
Количество |
Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1 |
ТФЗМ 110Б-1ХЛ1 |
2793-88 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТФМ-110 |
16023-97 |
6 |
Трансформаторы тока встроенные |
SB 0,8 |
20951-06 |
3 |
Трансформаторы тока |
ТФН-35 |
664-51 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-57 |
1188-58 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-83 У1 |
1188-84 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОМ-35-65 |
912-70 |
3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
5 |
Устройство сбора и передачи данных |
ЭКОМ-3000 |
17049-04 |
2 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Формуляр |
_ |
_ |
1 |
Руководство по эксплуатации |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП МП 60647-15 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Челябэнергосбыт». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформато
ры тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс
форматоры напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключе
ния цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 г.;
- устройства сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 - по методике «ГСИ.
Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- 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 счетчи
ками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Челябэнергосбыт», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Челябэнергосбыт»
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.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.