Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10 кВ ООО "Континентал Калуга"
Номер в ГРСИ РФ: | 62682-15 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
62682-15: Описание типа СИ | Скачать | 111.5 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 62682-15 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10 кВ ООО "Континентал Калуга" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергометрология", г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
62682-15: Описание типа СИ | Скачать | 111.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
• измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
• периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к
е диному календарному времени 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;
• передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
• предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
• диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
1-ый уровень системы - информационно-измерительный комплекс (ИИК) состоит из измерительных трансформаторов тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-2001, многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03 класса точности (КТ) 0,5S/1 в ГР № 36697-12 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (2 точки измерения).
2-ой уровень-информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) состоит из сетевого индустриального контроллера «Сикон С 70» в ГР № 28822-05, технических средств приема-передачи данных, каналов связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно - вычислительный комплекс (ИВК) состоит из сервера базы данных HP Proliant BL460 Gen8, с установленным ПО «Пирамида 2000», устройства
синхронизации времени УСВ-2 (ГР№41681-10), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS, коммуникаторов,
автоматизированного рабочего места (АРМ), а также совокупности аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
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 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин. Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сетевого индустриального контроллера (далее-УСПД), где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации времени УСВ-2, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования GPS и Глонасс. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Синхронизация времени УСПД от УСВ-2 происходит ежесекундно. Коррекция осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ-2 на величину более чем ±1 с.Синхронизация времени сервера БД от часов УСПД происходит каждые 30 минут. Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера БД на величину более чем ±1 с.Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД один раз в сутки, при расхождении времени более ±2 с УСПД производит корректировку времени в счетчиках.
Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Передача информации в организации-участникам оптового и розничного рынков электроэнергии осуществляется с сервера по основному и резервному каналам связи.
Программное обеспечение
В системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга» установлено программное обеспечение (ПО)-«Пирамида 2000». (Версия 30.01/2014/C-5) Идентификационные данные (признаки) приведены в таблице 1.
Идентификационные данные (признаки) |
Значения |
1 |
2 |
Наименование ПО |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
Наименование ПО |
Модуль расчета небаланса э нергии/мощности |
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f |
Наименование ПО |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
d79874d10fc2b156 a0fdc27e 1 ca480ac |
Наименование ПО |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
Наименование ПО |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
Наименование ПО |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
Наименование ПО |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
Идентификационное наименование ПО |
ParseModbus.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
Наименование ПО |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f |
Наименование ПО |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации |
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
Наименование ПО |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО |
1ea5429b261fb0e28 84f5b356a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014-высокий.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию.
На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и опломбированием сервера.
Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты (разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.
Технические характеристики
Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в таблице 2.
Номер канала |
Наименование присоединения |
Состав измерительного канала |
УСПД |
Вид электроэнергии |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК,±(%) |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК в рабочих условиях ,±(%) | ||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 |
ввод № 1 от фидера 4 ПС-19 "Восток" |
ТОЛ 10-1-8 2000/5 КТ 0,5S |
ЗНОЛ.06-10УЗ 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.02М.03 КТ 0,5S / 1,0 |
Сикон С 70 |
А Р |
1,3 2,1 |
3,0 5,1 |
2 |
ввод № 2 от фидера 5 ПС-19 "Восток" |
ТОЛ 10-1-8 2000/5 КТ 0,5S |
ЗНОЛ.06-10УЗ 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 |
СЭТ-4ТМ.02М.03 КТ 0,5S / 1,0 |
1,3 2,1 |
3,0 5,1 |
Примечания:
1. А - активная электрическая энергия. Р - реактивная электрическая энергия .
2. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
4. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98: 1,02) UHOM, ток (0,01^1,2) 1НОМ, cos9 = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20+5) °С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) иНОМ , ток (0,01^1,2) 1НОМ , cos9 от 0,5 инд до 0,8 емк;
допускаемая температура окружающей среды для: измерительных трансформаторов от минус 40°С до + 70°С, многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М от минус 40 до + 60 °С , УСПД «Сикон С70» от минус10 °С до + 50 °С, сервера от +10 С до + 25 С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана при 1=0,05 1ном, cos9 = 0,8 инд и температуры
окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии + 10 °С до + 25 °С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001; счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии приведены в таблице 3.
Номера каналов |
Значение cos ф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии (при значении рабочего тока в процентах от номинального первичного тока ТТ), % | |||||||
(1)2< 1раб <5 |
5< фаб <20 |
20< !раб <100 |
100< !раб <120 | ||||||
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р |
А |
Р | ||
1-2 |
0,5 |
±5,6 |
±3,4 |
±3,2 |
±2,7 |
±2,4 |
±2,5 |
±2,4 |
±2,5 |
0,8 |
±3,0 |
±5,1 |
±1,9 |
±3,5 |
±1,5 |
±3,0 |
±1,5 |
±3,0 | |
1 |
±2,0 |
Не норм |
±1,3 |
Не норм |
±1,1 |
Не норм |
±1,1 |
Не норм |
Надежность применяемых в системе компонентов:
Многофункциональный счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03
- среднее время наработки на отказ не менее Тср =140000 часов,
- средний срок службы - не менее 30 лет,
Сервер
среднее время наработки на отказ не менее Тср = 125000 ч,
среднее время восстановления работоспособности не более te = 0,5 ч;
Трансформатор тока (напряжения):
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более 1в = 2 ч;
У СПД «Сикон С 70»:
- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =70 000ч,
- средний срок службы, -12 лет;
У СВ-2:
- среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =35 000ч,
- средний срок службы, -15 лет;
Надежность системных решений:
- резервирование питания контроллера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.
Регистрация событий:
в журнале счётчика:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени;
в журнале УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД.
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, параметрировании:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер;
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на ИК АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4
Наименование компонента системы |
Гос.реестр СИ |
Количество (шт.) |
Многофункциональные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03, КТ 0,5S/1,0 |
36697-12 |
2 |
Трансформатор тока ТОЛ 10-1-8 , КТ 0,5S |
15128-07 |
6 |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10УЗ, КТ 0,5 |
3344-08 |
6 |
УСПД СИКОН С70 |
28822-05 |
1 |
УСВ-2 |
41681-10 |
1 |
Основной сервер: HP Proliant BL460 Gen8 |
- |
1 |
АРМ (автоматизированное рабочее место) |
- |
1 |
Документация | ||
Методика поверки МП 4222-05-7714348389-2015 |
1 | |
Формуляр ФО 4222-05-7714348389-2015 |
1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 4222-05-7714348389-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга». Методика поверки», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 21.10.2015 г.
Результаты поверки удостоверяются свидетельством о поверке, которое заверяется подписью поверителя и знаком поверки в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ - 4ТМ.02М, СЭТ - 4ТМ.03М». Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
- средства поверки устройства синхронизации времени УСВ-2 в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации системного времени УСВ-2. Методика поверки. ВЛСТ.237.00.000 И1», утвержденная руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.
- средства поверки контроллера сетевого индустриального Сикон С70 в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные «Сикон С70». Методика поверки ВЛСТ.220.00.000И1», утвержденная ВНИИМС в 2005г. контроллеры Сикон С120 в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 520.00.000 И1. Методика поверки, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), ПГ ±1 мкс;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1 °. Пределы допускаемой относительной погрешности измерения напряжения в диапазоне (15-300) В ПГ± 0,2 %; в диапазоне (15-150) мВ, ПГ±2,0 %. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: в диапазоне (0,05 - 0,25) А, ПГ ± 1,0 %; (0,25-7,5) А, ПГ ± 0,3 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц
Сведения о методах измерений
Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учёта электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга» приведены в документе-«Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учёта электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга». Методика аттестована ЗАО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 82-01.00203-2015 от 16.10.2015.
Нормативные документы
■ ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
■ ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
■ ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
■ ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S.
■ ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)