Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "Группа "Илим" в г. Коряжме
Номер в ГРСИ РФ: | 62197-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Группа "Илим", г.С.-Петербург |
62197-15: Описание типа СИ | Скачать | 93.1 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «Группа «Илим» в г. Коряжме (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 | 62197-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО "Группа "Илим" в г. Коряжме |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 1406 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Группа "Илим" Филиал ОАО "Группа "Илим" в г.Коряжме, г.С.-Петербург
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
62197-15: Описание типа СИ | Скачать | 93.1 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «Группа «Илим» в г. Коряжме (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов с поставщиками и потребителями электроэнергии и оперативного управления потреблением электроэнергией.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту -ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее по тексту - СБД) и сервер сбора и передачи данных (далее по тексту - ССПД), устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ), автоматизированные рабочие места, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с первого уровня. ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в СБД не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующая передача информации заинтересованным организациям.
Обмен данными между смежными АИИС КУЭ и АИИС КУЭ Филиала ОАО «Группа «Илим» в г. Коряжме производится по электронной почте через сеть Internet в виде макетов XML формата.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. УССВ ИВК обеспечивает автоматическую синхронизацию часов серверов, коррекция часов серверов происходит при превышении порога ± 1 с. ССПД автоматически выполняет контроль времени в часах счетчиков при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и ССПД на величину более ± 1 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «ES-Энергия». ПО «ES-Энергия» предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, отображения полученной информации, а также взаимодействия со смежными системами.
Идентификационные данные ПО «ES-Энергия» указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «ES-Энергия»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||
Идентификационное наименование ПО |
ES-Администратор |
ES-ASD Administrator |
ES-Meter |
ES XML Compiler |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
1.3.0.0 |
5.7.26.0 |
3.2.0.3749 |
2.24.0.25 |
Цифровой идентификатор ПО |
f08b2ade40669027 dd489c27b2643d96 |
197f6598de01a581 9e40e561c6e1bff7 |
0513f84a9225620d e88c43772b1c6111 |
8df87a98a10d1167 0e374fe1ee945a3c |
Другие идентиф икационные данные |
Admin.exe |
ES_ASD.exe |
ES_Meter.exe |
ESXMLCompiler. exe |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет
математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
ПО «ES-Энергия» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го у] |
ровня ИИК АИИС КУЭ | |||
№ ИИК |
Диспетчерское наименование точки учёта |
Состав 1-го уровня ИИК | ||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счётчик электрической энергии | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
1 |
ВЛ-220 кВ Заовражье-Урдома 3АТ (ВЛ-220 кВ Заовражье-Урдома с отпайкой на КЦБК) |
ТВ кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 767; 768; 766 Госреестр № 19720-06 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Зав. № 958366; 958364; 958365 Госреестр № 14626-06 |
EA05RL-B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01135744 Госреестр № 16666-97 |
2 |
ВЛ-220 кВ Заовражье-Урдома 4АТ (ВЛ-220 кВ Заовражье-Урдома с отпайкой на КЦБК) |
ТВ кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 1430; 1431;1432 Госреестр № 19720-06 |
НКФ-220-58 кл.т 0,5 Ктн = (220000/^3)/(100/^3) Зав. № 958366; 958364; 958365 Госреестр № 14626-06 |
EA05RL-B-3 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 01145526 Госреестр № 16666-97 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1, 2 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
±2,4 |
±1,7 |
±1,5 |
±1,5 |
0,9 |
±2,8 |
±1,9 |
±1,7 |
±1,7 | |
0,8 |
±3,3 |
±2,1 |
±1,8 |
±1,8 | |
0,7 |
±3,9 |
±2,5 |
±2,0 |
±2,0 | |
0,5 |
±5,7 |
±3,4 |
±2,6 |
±2,6 | |
Номер ИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
51(2)%, |
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
I1(2)% — I изм< I 5 % |
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—I120% | ||
1, 2 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,9 |
±7,4 |
±5,2 |
±4,6 |
±4,2 |
0,8 |
±5,7 |
±4,5 |
±3,8 |
±3,8 | |
0,7 |
±5,0 |
±4,2 |
±3,6 |
±3,6 | |
0,5 |
±4,4 |
±3,9 |
±3,4 |
±3,4 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений Si(2)%P и Si(2>%q для cos9<1,0 нормируется от I2%;
2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
3 Нормальные условия эксплуатации :
Параметры сети:
- диапазон напряжения - от 0,99^ин до 1,01 •ин;
- диапазон силы тока - от 0,01 • 1н до 1,2^1н;
- температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до 50 °С; счетчиков -от 18 до 25 °С; ИВК - от 10 до 30 °С;
- частота - (50 ± 0,15) Гц.
4 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9^ин1 до 1,1 •ин 1; диапазон силы первичного тока - от 0,0'1Чн'1 до 1,2-1н1;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до 50 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,8/Лн2 до 1,15-Un2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 ^1н2 до 2Чн2;
- частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от 10 до 30 °С.
5 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2.
6 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2 -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
Надежность системных решений:
- резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и
пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
Глубина хранения информации:
- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Кол-во, шт. |
1 |
2 |
3 |
1 Трансформатор тока |
ТВ |
6 |
2 Трансформатор напряжения |
НКФ-220-58 |
3 |
3 Счетчик электрической энергии многофункциональный |
EA05RL-B-3 |
2 |
4 Методика поверки |
РТ-МП-2505-500-2015 |
1 |
5 Паспорт - формуляр |
АУВП.411711.ПС.019.001.ПС-ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2505-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «Группа «Илим» в г. Коряжме. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 28.08.2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электроэнергии ЕвроАЛЬФА - по методике поверки, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2003 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;
- средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала ОАО «Группа «Илим» в г. Коряжме». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 01.00252/155-2015 от 27.05.2015 г.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».