Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "БРТ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 61992-15 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ПраймЭнерго", г.Москва |
| 61992-15: Описание типа СИ | Скачать | 107.7 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «БРТ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 61992-15 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "БРТ" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 023 |
Производитель / Заявитель
ООО "ПраймЭнерго", г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 61992-15: Описание типа СИ | Скачать | 107.7 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «БРТ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счётчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 3, 4.
Второй уровень - информационно - вычислительный комплекс (далее - ИВК), обеспечивающий выполнение следующих функций :
- сбор информации от счетчиков АИИС КУЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера ИВК;
- доступ к информации и ее передачу в организации - участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ) и другие заинтересованные организации;
- передача информации в АО «АТС».
ИВК состоит из серверов сбора и базы данных, устройства синхронизации времени (далее - УСВ) типа УСВ-3, автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ) персонала и программного обеспечения (далее - ПО) «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя первый и второй уровни АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
ИВК автоматически опрашивает счетчики АИИС КУЭ. В ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) АО «АТС».
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-3 на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS). УСВ-3 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера ИВК. Коррекция часов счетчиков выполняется автоматически при расхождении часов счетчика и сервера ИВК более чем на ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 7.0 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
УСВ | ||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110 кВ ГПП-2, ЗРУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 |
ТПШЛ-10 Рег. № 1423-60 Кл. т. 0,5 Ктт 4000/5 |
НТМИ-6-66 Рег. № 2611-70 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Рег. № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
|
2 |
ПС 110 кВ ГПП-2, ЗРУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-2 |
ТПШЛ-10 Рег. № 1423-60 Кл. т. 0,5 Ктт 4000/5 |
НТМИ-6-66 Рег. № 2611-70 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Рег. № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
|
3 |
ПС 110 кВ ГПП-1, ЗРУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1 |
ТШЛ-20 Рег. № 1837-63 Кл. т. 0,5 Ктт 6000/5 |
НТМИ-6-66 Рег. № 2611-70 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Рег. № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
|
4 |
ПС 110 кВ ГПП-1, ЗРУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-2 |
ТШЛ-20 Рег. № 1837-63 Кл. т. 0,5 Ктт 6000/5 |
НАМИТ-10 Рег. № 16687-02 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Рег. № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
|
5 |
РП-4 6 кВ, РУ-6 кВ, 4 сш, яч.32 |
ТОЛ-СЭЩ-10-01 Рег. № 51623-12 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 |
НТМИ-6-66 Рег. № 2611-70 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Рег. № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
|
6 |
РП-4 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 сш, яч.7 |
ТОЛ-СЭЩ-10-01 Рег. № 51623-12 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 |
НТМИ-6-66 Рег. № 2611-70 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Рег. № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
|
7 |
РП-5 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 сш, яч.5 |
ТОЛ-СЭЩ-10-01 Рег. № 51623-12 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 |
НТМИ-6-66 Рег. № 2611-70 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Рег. № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
|
8 |
РП-1 6 кВ, РУ-6 кВ, 3 сш, яч.31 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Рег. № 32139-06 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 |
НТМИ-6-66 Рег. № 2611-70 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Рег. № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
|
9 |
ПС 110 кВ ГПП-1, ЗРУ-6кВ,ввод ТСН-1 |
ТПЛМ-10 Рег. № 2363-68 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 |
НТМИ-6-66 Рег. № 2611-70 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Рег. № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
|
10 |
ПС 110 кВ ГПП-1, ЗРУ-6кВ,ввод ТСН-2 |
ТПЛМ-10 Рег. № 2363-68 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 |
НАМИТ-10 Рег. № 16687-02 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Рег. № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
11 |
ПС 110 кВ ГПП-2, ЗРУ-6кВ,ввод ТСН-1 |
ТПЛ-СЭЩ-10 Рег. № 54717-13 Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 |
НТМИ-6-66 Рег. № 2611-70 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Рег. № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
|
12 |
ПС 110 кВ ГПП-2, ЗРУ-6кВ,ввод ТСН-2 |
ТПЛ-СЭЩ-10 Рег. № 54717-13 Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 |
НТМИ-6-66 Рег. № 2611-70 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Рег. № 46634-11 Кл. т. 0,5S/1,0 | |
|
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 таблицах 3, 4 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСВ-3 на аналогичное утвержденного типа. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК (активная энергия) | |||||||
|
Границы интервала основной относительной погрешности измерений, (±5), %, при доверительной вероятности Р=0,95 |
Границы интервала относительной погрешности измерений, (±5), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95 | ||||||||
|
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 |
cos ф = 1,0 |
cos ф = 0,87 |
cos ф = 0,8 |
cos ф = 0,5 | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, |
0,051н1 < Ii < 0,21н1 |
1,8 |
2,5 |
2,9 |
5,5 |
3,0 |
3,7 |
4,1 |
6,6 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
1,2 |
1,5 |
1,7 |
3,0 |
2,6 |
3,1 |
3,3 |
4,7 | |
|
10, 11, 12 |
1н1 < I1 < 1,21н1 |
1,0 |
1,2 |
1,3 |
2,3 |
2,6 |
2,9 |
3,2 |
4,3 |
Продолжение таблицы 3
|
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) | |||||
|
Границы интервала основной относительной погрешности измерений, (±5), %, при доверительной вероятности Р=0,95 |
Границы интервала относительной погрешности измерений, (±5), %, в рабочих условиях, при доверительной вероятности Р=0,95 | ||||||
|
cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) |
cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) |
cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12 |
0,051н1 < Ii < 0,21н1 |
5,7 |
4,6 |
2,7 |
7,9 |
7,0 |
5,3 |
|
0,21н1 < I1 < 1н1 |
3,2 |
2,6 |
1,8 |
6,3 |
5,8 |
4,9 | |
|
1н1 < I1 < 1,21н1 |
2,5 |
2,1 |
1,5 |
6,0 |
5,6 |
4,8 | |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ ±5 с | |||||||
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,5 - 0,87), и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 40°С до плюс 50 °С. | |||||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
12 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cosф - температура окружающей среды, оС |
от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС: - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд до 1,0 емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +35 от -40 до +60 от +10 до +30 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ч, не менее: |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика;
- журнал ИВК:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, сервере с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
Защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-ние:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографическим способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Тип/ обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
ТПШЛ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТШЛ-20 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-01 |
6 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛМ-10 |
4 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-СЭЩ-10 |
4 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
7 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
12 |
|
ИВК |
- |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Методика поверки |
МП 61992-15 с Изменением №1 |
1 |
|
Формуляр |
023-10-15.ФО.ПЭ |
1 |
|
Инструкция по эксплуатации |
- |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 61992-15 с Изменением №1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «БРТ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 06.11.2019 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки», МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»,
- МИ 3195-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- МИ 3196-2018 «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00 - в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
- УСВ-3 в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки. ВЛСТ.240.00.000МП», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2012 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 27008-04;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «БРТ», аттестованном ФГУП «ВНИИМС» (аттестат аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.). Свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00225/206-209-15.
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.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
