Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сакмарской СЭС
Номер в ГРСИ РФ: | 61611-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург |
61611-15: Описание типа СИ | Скачать | 91.6 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сакмарской СЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 61611-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сакмарской СЭС |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 05151458 |
Производитель / Заявитель
ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
61611-15: Описание типа СИ | Скачать | 91.6 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сакмарской СЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчики СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ Р 523232005 для активной электроэнергии 0,5 и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 для реактивной электроэнергии, указанных в таблице 2 (6 точек измерений);
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Энергосфера», коммуникационное оборудование, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура) и технические средства обеспечения электропитания.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводной линии связи на третий уровень системы (сервер АИИС КУЭ).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени на базе GPS-приемника, входящего в состав УСПД «ЭКОМ-3000», сервера БД и счетчиков. Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ± 0,2 с. Сличение времени сервера БД с временем УСПД, осуществляется с периодичностью 30 мин и корректировка времени сервера БД осуществляется при расхождении с временем УСПД ± 2 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ± 5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ, используется комплекс программно-технический измерительный (ПТК) «ЭКОМ», Госреестр № 19542-05, представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО, идентификационные данные которого указаны в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - высокий (в соответствии с Р 50.2.077-2014). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - нет.
Таблица 1- Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
«ПК Энергосфера» | |
Идентификационное наименование ПО |
es7137 ext |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
7.1.37 |
Цифровой идентификатор ПО |
466584768D26B88C70DB1BA47A90737D |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
Наименование объекта и номер точки измерений по однолинейной схеме |
Состав ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/ Сервер |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
1 |
ОРУ 110кВ, ВЛ 110 кВ Орская-ТЭЦ-1 - Сакмар-ская СЭС |
ТОГФ-110 400/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНОГ-110 110000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 |
ЭКОМ-3000 / Сервер DL380pGen8 E5-2630v2 |
Активная, Реактивная |
± 0,5 ± 1,2 |
± 1,3 ± 2,2 |
2 |
ОРУ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Сакмарская СЭС - НПЗ |
ТОГФ-110 400/5 Кл.т. 0,2S |
ЗНОГ-110 110000/\3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0802151426 | ||||
3 |
КРУ 10кВ, 1с.ш., яч.106 |
ТОЛ-СЭЩ-10-71-1 2000/5 Кл.т. 0,5S |
НОЛ-СЭЩ-10-2 10000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Активная, Реактивная |
± 1,0 ± 2,4 |
± 3,1 ± 5,2 | |
4 |
КРУ 10кВ, 1с.ш., яч.108 ТСН-1 |
ТОЛ-СЭЩ-10-24 50/5 Кл.т. 0,5S |
НОЛ-СЭЩ-10-2 10000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
5 |
КРУ 10кВ, 2с.ш., яч.203 |
ТОЛ-СЭЩ-10-71-1 2000/5 Кл.т. 0,5S |
НОЛ-СЭЩ-10-2 10000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | ||||
6 |
КРУ 10кВ, 2с.ш., яч.208 ТСН-2 |
ТОЛ-СЭЩ-10-24 50/5 Кл.т. 0,5S |
НОЛ-СЭЩ-10-2 10000/^3/ 100/V3 Кл.т. 0,2 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Примечания:
1) характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и сред
ней мощности (получасовая);
2) в качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интер
вала, соответствующие вероятности 0,95;
3) нормальные условия:
- параметры сети: напряжение: от 0,98 Uhom до 1,02 Uhom; ток: от 1,0 1ном до 1,2 Ihom, cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С;
4) рабочие условия:
- параметры сети: напряжение: от 0,9 Uhom до 1,1 Uhom; ток: от 0,02 Ihom до 1,2 Ihom;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 60 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С; для сервера от 15 до 35 °С;
5) погрешность в рабочих условиях указана 0,02 Ihom; cos9 = 0,8 инд.; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 18 до плюс 30 °С для точек измерений № 1, 2, от плюс 5 до плюс 30 °С для точек измерений № 3, 4, 5, 6.
6) допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть;
7) в составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик- среднее время наработки на отказ Т=165000 ч, среднее время
восстановления работоспособности 0в) не более 2 ч;
- УСПД ЭКОМ-3000 параметры надежности: среднее время наработки на отказ
не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;
- сервер коэффициент готовности - 0,999, среднее время восстановления работо
способности не более tв = 1 ч, среднее время наработки на отказ не менее Т = 160165 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может
передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию 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:
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
Защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- один раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях
не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотреб
ления (выработки) по каждому каналу и электропотребления (выработки) за месяц по каждому каналу и по группам измерительных каналов не менее 60 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -
не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Количество, шт. |
Трансформатор тока ТОГФ-110 |
6 |
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10-71 |
6 |
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10-24 |
6 |
Трансформатор напряжения ЗНОГ-110 |
6 |
Трансформатор напряжения НОЛ-СЭЩ-10-2 |
6 |
Счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М |
6 |
УСПД ЭКОМ-3000 |
1 |
Сервер DL380pGen8 E5-2630v2 6-Core |
1 |
Программное обеспечение ПК «Энергосфера» |
1 |
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сакмар-ской СЭС. Измерительные каналы. Методика поверки».
Поверка
осуществляется по документу МП 61611-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сакмарской СЭС. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2015г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки. ПБКМ.421459.03 МП»;
- радиочасы МИР РЧ-01 регистрационный № 27008-04.
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведен в формуляре «90298.2015 ФО» на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Сак-марской СЭС.
Нормативные документы
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ 34.601-90
ГОСТ 22261-94
ГОСТ Р 8.596-2002