Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЧУЭТ" для энергоснабжения потребителя ОАО "АЛНАС"
Номер в ГРСИ РФ: | 60950-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "ОКУ Энергоучет", г.Челябинск |
60950-15: Описание типа СИ | Скачать | 105 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя ОАО «АЛНАС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 60950-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЧУЭТ" для энергоснабжения потребителя ОАО "АЛНАС" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1188-АУЭ |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Энергоучет", г.Челябинск
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
60950-15: Описание типа СИ | Скачать | 105 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя ОАО «АЛНАС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных 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 в режиме измерений активной электрической энергии по
ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по
ГОСТ Р 52425-2005, 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 устройство сбора и передачи данных на базе контроллера ARIS MT500-30.4 (далее - УСПД) со встроенным устройством синхронизации системного времени и встроенным GSM/GPRS модемом, и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (далее - сервер БД) с программным комплексом (далее - ПК) «Энергосфера», автоматизированное рабочее место (далее - АРМ), 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 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где происходит накопление измерительной информации, ее хранение и передача на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы осуществляется обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в 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). СОЕВ уровней ИИК и ИВКЭ организована на базе приемника точного времени ГЛОНАСС/GPS, встроенного в УСПД. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов УСПД. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±1 мс. Сличение показаний часов счетчиков с часами УСПД
производится при каждом сеансе связи. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. СОЕВ уровня ИВК организована на базе устройства синхронизации времени типа УСВ-2, которое производит измерение времени и даты по сигналам спутников глобальной сети позиционирования (ГЛОНАСС/GPS). Погрешность часов УСВ-2 не более ±10 мкс.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на базе ПК «Энергосфера», в
состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК обеспечивает защиту
программного комплекса и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПК «Энергосфера».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
Идентиф икационные признаки |
Значение | ||||
Идентиф икационное наименование ПО |
PSO.exe |
AdCenter.exe |
AdmTool.exe |
ControlAge.e xe |
Expimp.exe |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7.1 | ||||
Цифровой идентификатор ПО |
4DBD028C6 A22E9734F8 1EAF9DFC4 94FC |
232E286EC1 4626D9155C 0AD4327C1 480 |
3011D145F5 AC75B57BD 72F19EFBB1 23A |
FEE2779751 588EB14452 AFEC4C4A3 927 |
812D2B683 9C928428B 910F34C19 EC222 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
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 ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя ОАО «АЛНАС» и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метр< чес характе И |
ологи-кие ристики К | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
ИВКЭ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ПС 110/6кВ № 33, ЗРУ 6 кВ, ГУСИ! 6 кВ, яч. 3 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав.№ 23945 Зав.№ 23947 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 4665 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0810120395 |
MT500-30.4 Го 04150474 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,7 |
2 |
ПС 110/6кВ № 33, ЗРУ 6 кВ, ГГСШ 6 кВ, яч. 7 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 1257 Зав. № б/н |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 9565 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810120687 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,7 | |
3 |
ПС 110/6кВ № 33, ЗРУ 6 кВ, ГГСШ 6 кВ, яч. 11 |
ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 15/5 Зав. № 1814 Зав. № 1815 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810120394 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,7 | ||
4 |
ПС 110/6кВ № 33, ЗРУ 6 кВ, ГСШ 6 кВ, яч. 35 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 10374 Зав. № 10628 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 7386 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810120715 |
ARIS ] Зав. № |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,7 |
5 |
ПС 110/6кВ № 33, ЗРУ 6 кВ, ГСШ 6 кВ, яч. 37 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 15/5 Зав. № 20303 Зав. № 2717 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0810120387 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,7 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
6 |
ПС 110/6кВ № 33, ЗРУ 6 кВ, ШСШ 6 кВ, яч. 39 |
ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав.№ 23495 Зав.№ 23706 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 101837 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0810120115 |
'500-30.4 4150474 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,7 |
7 |
ПС 110/6кВ № 33, ЗРУ 6 кВ, П'СШ 6 кВ, яч. 8 |
ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав.№ 22628 Зав.№ 22222 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав.№ 4665 |
СЭТ-4ТМ.02М.02 Кл.т. 0,2S/0,5 Зав.№ 0810120143 |
ARIS MT Зав. № 0 |
активная реактивная |
± 1,1 ± 2,3 |
± 3,0 ± 4,7 |
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 от 0,95-UH до 1,05-UH; ток от 1,0-1н до 1,2-Гн;
cos9 = 0,9инд.;
- частота (50±0,2) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
4 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы
первичного тока от 0,01(0,05)-1н1 до 1,2-Гн1; коэффициент мощности от cosф ^тф) 0,5 до cosф ^тф)1,0 (0,5 - 0,87);
- частота (50±0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения от 0,9-ин2 до 1,1-ин2; диапазон силы вторичного тока от 0,01-Гн2 до 1,2-Гн2; диапазон коэффициента мощности от cosф ^тф) 0,5 до 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха 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± ) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50 °С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 35 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера и УСПД на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик СЭТ-4ТМ.02М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- контроллер многофункциональный ARIS MT500 - среднее время наработки на
отказ не менее Т = 65 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника
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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
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 114 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- контроллер многофункциональный ARIS МТ500 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 сут; сохранение информации при отключении питания - 5 лет;
- сервер - 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) ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя ОАО «АЛНАС» 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 |
ТПОЛ-10 |
1261-59 |
8 |
Трансформаторы тока проходные |
ТПЛ-10-М |
47958-11 |
2 |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией |
ТПЛ-10 |
1276-59 |
2 |
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
2363-68 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.02М |
36697-12 |
7 |
Контроллеры многофункциональные |
ARIS МТ500 |
53993-13 |
1 |
Методика поверки |
_ |
_ |
1 |
Формуляр |
_ |
_ |
1 |
Руководство по эксплуатации |
_ |
_ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 60950-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя ОАО «АЛНАС». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2015 г. Знак поверки наносится на свидетельство о поверки.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011
«ГСИ. Трансформаторы 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 отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- контроллера многофункционального ARIS МТ500 - в соответствии с документом ПБКМ.424337.002 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS МТ500. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13 мая 2013 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
счетчиками 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 ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя ОАО «АЛНАС», зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под № ФР.1.34.2015.20961.
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.