Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (Новосибирская область - ГТП "Моховая")
Номер в ГРСИ РФ: | 63274-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Оборонэнергосбыт", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (Новосибирская область - ГТП «Моховая») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов, а так же передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 63274-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (Новосибирская область - ГТП "Моховая") |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 011 |
Производитель / Заявитель
ОАО "Оборонэнергосбыт", г.Москва
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
63274-16: Описание типа СИ | Скачать | 105 КБ | |
63274-16: Методика поверки РТ-МП-2865-500-2015 | Скачать | 1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (Новосибирская область - ГТП «Моховая») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов, а так же передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
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), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя: сервер сбора данных, сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персональных компьютеров (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
В качестве Сервера баз данных (далее Сервер БД) используется сервер SuperMicro SC826A, в качестве Сервера сбора данных (далее Сервер СД), используется сервер ProLiant DL180 G6. Устройством синхронизации времени на уровне ИВК выступает УСВ-2 (Госреестр № 41681-10). Сервер БД установлен в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) головного управления ОАО «Оборонэнергосбыт», сервер СД в ЦСОИ регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт».
Принцип действия:
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.
Сервер СД периодичностью один раз в сутки, либо по запросу администратора АИИС КУЭ, посредством технологии TCP/IP и GPRS (основной вид связи) или в режиме каннальной передачи данных с использованием технологии CSD (резервный вид связи) через GSM-Коммуникатор С-1.02 (производства ННПО им. М.В. Фрунзе), опрашивает ИИК и
считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения фиксируются и записываются в базу данных.
Сервер СД осуществляет передачу информации на Сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Оборонэнергосбыт». На уровне ИВК (Серверами СД и БД) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Один раз в сутки (или по запросу) Сервер БД ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML (регламентируются Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности), и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС», а так же смежному субъекту оптового рынка электроэнергии и мощности.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. Для синхронизации шкалы времени в состав ИВК входят устройства синхронизации системного времени типа УСВ-2 (на каждый сервер). Устройство синхронизации системного времени синхронизируют часы по сигналам времени, получаемых от ГЛОНАСС/ GPS приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации выходного импульса 1 Гц к шкале координирования времени иТС составляют не более ± 0,01 с.
Серевер СД и Сервер БД уровня ИВК, периодически, но не реже 1 раза в час, сравнивает свое системное время с временем УСВ-2, в случае расхождения, превышающие ± 1 с., производит коррекцию в соответсвии с временем УСВ-2.
Сравнение времени счетчиков производит непосредственно Сервер СД ИВК при ежедневном сеансе связи. Корректировка времени проводится при расхождении показаний часов ± 2 с, но не чаще одного раза в сутки.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
На уровне ИВК АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» (Госрееср №21906-11), в состав которого входят метрологически значимые библиотеки, указанные в таблицах 1 - 9. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Идендификационны данные программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблицах 1 - 9.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета»________________________________________
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
CalcClients.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета небаланса
энергии/мощности»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
CalcLeakage.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6 |
Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления значений
энергии потерь в линиях и трансформаторах»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
CalcLosses.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
Metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
Таблица 5 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений
физических величин, передаваемых в бинарном протоколе»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ParseBin.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
Таблица 6 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений
физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ParseIEC.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
Таблица 7 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений
физических величин, передаваемых по протоколу Modbus»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ParsePiramida.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
Таблица 8 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль формирования
расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации»
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
SynchroNSI.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
Таблица 9 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета величины
рассинхронизации и значений коррекции времени»_____________________________________
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
VerifyTime.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3 |
Цифровой идентификатор ПО (MD5) |
1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав первого уровня ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 10.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 11.
Таблица 10 - Состав первого уровня ИИК АИИС КУЭ
№ ИИК |
Наименование ИИК |
Состав первого уровня ИИК |
Вид энергии | ||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 |
ПС Военная 35/6 кВ, РУ-6 кВ, Т-1 |
ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 2070; 7971 Г осреестр № 1276-59 |
НТМИ-6 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 302 Г осреестр № 380-49 |
СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Зав. № 0806121417 Г осреестр № 36697-12 |
активная, реактивная |
Таблица 11 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (6), % | ||
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
I100 %—1изм—1120% | ||
1 (Счетчик 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
1,0 |
±1,9 |
±1,2 |
±1,0 |
0,9 |
±2,4 |
±1,4 |
±1,2 | |
0,8 |
±2,9 |
±1,7 |
±1,4 | |
0,7 |
±3,6 |
±2,0 |
±1,6 | |
0,5 |
±5,5 |
±3,0 |
±2,3 | |
Номер ИИК |
cosф |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (6), % | ||
55 %, |
520 %, |
5100 %, | ||
I5 %—I изм<1 20 % |
I20 %—1изм<1100% |
1100 %—1изм—I120% | ||
1 (Счетчик 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) |
0,9 |
±6,5 |
±3,5 |
±2,7 |
0,8 |
±4,5 |
±2,5 |
±2,0 | |
0,7 |
±3,6 |
±2,1 |
±1,7 | |
0,5 |
±2,7 |
±1,6 |
±1,4 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1 Характеристики относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин);
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 10. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
5 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
- сила тока от 1ном до 1,2-1ном, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
6 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,85^Uhom до 1,1-Uhom,
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном;
- температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
7 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 СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
165000 часов;
- промышленные серверы SuperMicro SC826A и HP ProLiant DL180 G6 - средний срок
службы 20 лет.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью протоколов IP/TCP и протоколов модемной связи с помощью технологии GSM.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа (пломбирование)
счетчика.
- наличие защиты на программном уровне (разграничение прав доступа посредством
установки паролей на счетчике и на серверах)
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована).
- серверах уровня ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутные приращения электропотребления (выроботки) активной и рекативной в двух направлениях не менее 45 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства
измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 12.
Таблица 12 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Тип |
Кол. |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
2 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
Счетчик электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М |
4 |
Сервер СД |
HP ProLiant DL180 G6 |
1 |
Сервер БД |
SuperMicro SC826A |
1 |
У стройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
2 |
Методика поверки |
РТ-МП-2865-500-2015 |
1 |
Паспорт - формуляр |
150617/550-2015 ПФ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-2865-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (Новосибирская область - ГТП «Моховая»). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 30.11.2015 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по
ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ.4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электроической энергии многофункциональные СЭТ.4ТМ.03М, СЭТ.4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;
- ИИС «Пирамида» - по документу ВЛСТ 150.00.000 И1 «Системы информационноизмерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»;
- УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.000МП «Устройства синхронизации времени
УСВ-2. Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ;
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена
деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (Новосибирская область - ГТП «Моховая»). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений 1884/550-01.00229-2015 от 01.12.2015 г.
Нормативные документы
ОАО «Оборонэнергосбыт» (Новосибирская область - ГТП «Моховая»)
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».