Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Бурибаевская солнечная электростанция"
| Номер в ГРСИ РФ: | 63165-16 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "ЭНЕРГОМИР-ПРО", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бурибаевская солнечная электростанция» (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 | 63165-16 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Бурибаевская солнечная электростанция" |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 001 |
Производитель / Заявитель
ООО "ЭНЕРГОМИР-ПРО", г.Москва
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 63165-16: Описание типа СИ | Скачать | 104.2 КБ | |
| 63165-16: Методика поверки РТ-МП-2826-500-2015 | Скачать | 800 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бурибаевская солнечная электростанция» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер под управлением гипервизора VMware на базе закрытой облачной системы (сервер), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
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 входы сервера, где производится сбор и хранение результатов измерений.
Сервер автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи.
На верхнем - втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Один раз в сутки сервер автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в xml-формате и передает его по электронной почте во внешние организации. Передача файла с результатами измерений в xml-формате, подписанного электронной подписью (ЭП) субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» производится с АРМ субъекта ОРЭ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УССВ. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU). Сравнение показаний часов сервера с УССВ осуществляется ежесекундно. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УССВ на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется один раз в 30 мин. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Идентификационные данные ПК «Энергосфера» указаны в таблице 1.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Компонентный состав ИК АИИС КУЭ и их основные характеристики приведены в таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3. Технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Состав измерительных каналов | ||||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УССВ |
Сервер | ||
|
1 |
Бурибаевская СЭС, КРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 1 |
TPU кл.т. 0,5S Ктт = 1200/5 Рег. № 51368-12 Фазы: А; В; С |
TJP кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 51401-12 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 |
УСВ-3 Рег. № 51644-12 |
VMware |
|
2 |
Бурибаевская СЭС, КРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. № 12 |
TPU кл.т. 0,5S Ктт = 1200/5 Рег. № 51368-12 Фазы: А; В; С |
TJP кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 51401-12 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
3 |
Бурибаевская СЭС, КРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 3 |
TPU кл.т. 0,5S Ктт = 500/5 Рег. № 51368-12 Фазы: А; В; С |
TJP кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 51401-12 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
4 |
Бурибаевская СЭС, КРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. № 10 |
TPU кл.т. 0,5S Ктт = 500/5 Рег. № 51368-12 Фазы: А; В; С |
TJP кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 51401-12 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
5 |
Бурибаевская СЭС, КРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 4 |
TPU кл.т. 0,5S Ктт = 500/5 Рег. № 51368-12 Фазы: А; В; С |
TJP кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 51401-12 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
|
6 |
Бурибаевская СЭС, КРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. № 9 |
TPU кл.т. 0,5S Ктт = 500/5 Рег. № 51368-12 Фазы: А; В; С |
TJP кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 51401-12 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | ||
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 таблице 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Замена оформляется актом в установленном владельцем АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (6), % | |||||
|
Номер ИК |
cos Ф |
61(2)%, |
65%, |
620%, |
6100%, |
|
11(2)%<1изм<15% |
15%<1изм<120% |
120%<1изм<1100% |
1100%<1изм<1120% | ||
|
1 - 6 (Сч. 0,2S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
±1,0 |
|
0,9 |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 |
±1,2 | |
|
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,7 |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 |
±1,6 | |
|
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 |
±2,3 | |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (6), % | |||||
|
Номер ИК |
cos Ф |
61(2)%, |
65%, |
620%, |
6100%, |
|
11(2)%<1изм<15% |
15%<1изм<120% |
120%<1изм<1100% |
1100%<1изм<1120% | ||
|
1 - 6 (Сч. 0,5; ТТ 0,5S; ТН 0,5) |
0,9 |
±6,3 |
±3,4 |
±2,5 |
±2,5 |
|
0,8 |
±4,3 |
±2,3 |
±1,7 |
±1,7 | |
|
0,7 |
±3,4 |
±1,9 |
±1,4 |
±1,4 | |
|
0,5 |
±2,4 |
±1,4 |
±1,1 |
±1,1 | |
|
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU), с |
±5 | ||||
|
Примечания: 1 Погрешность измерений 61(2)% активной и реактивной электрической энергии для cosф=1,0 нормируется от 11%, а для cosф<1,0 нормируется от 12%. 2 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 3 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
6 |
|
Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды, °С |
от 99 до 101 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,85 до 50,15 от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -30 до +35 от +10 до +30 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для УССВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
45000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
114 |
|
при отключении питания, лет, не менее |
40 |
|
для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера 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.
В журналах событий счетчиков и сервера фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электроэнергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
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 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Трансформаторы тока |
TPU |
18 |
|
Трансформаторы напряжения |
TJP |
6 |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
6 |
|
Сервер на базе закрытой облачной системы |
VMware |
1 |
|
Программный комплекс |
«Энергосфера» |
1 |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 |
|
Методика поверки |
МИ 3000-2018 |
1 |
|
Паспорт-формуляр |
11639320.411711.009.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бурибаевская солнечная электростанция», номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.34.2016.23050.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения
Смотрите также
