Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Анапа, вторая очередь
Номер в ГРСИ РФ: | 65967-16 |
---|---|
Производитель / заявитель: | АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" (НЭСК), г.Краснодар |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Анапа, вторая очередь (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Анапа», вторая очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 65967-16 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Анапа, вторая очередь |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 26-02 |
Производитель / Заявитель
АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" (НЭСК), г.Краснодар
Поверка
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
65967-16: Описание типа СИ | Скачать | 108.6 КБ | |
65967-16: Методика поверки МП 201-018-2016 | Скачать | 912.9 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Анапа, вторая очередь (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Анапа», вторая очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трёхуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации времени УСВ-1 (Зав. № 1023, Зав. № 724).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Анапа» и Центр сбора и обработки данных (далее - ЦСОД) АО «НЭСК».
ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Анапа» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и баз данных с программным обеспечением (далее - ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-1 (Зав. № 1046), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
ЦСОД АО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных АИИС КУЭ с ПО «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-1 (Зав. № 1624),
каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Первичные токи и напряжения трансформируются 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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы соответствующего контроллера СИКОН С70, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН С70 устройствам. Далее, контроллеры СИКОН С70 передают измерительную информацию в ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Анапа» по основному и резервному сотовым каналам связи стандарта GSM.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Анапа» информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в ЦСОД АО «НЭСК».
Передача информации из ЦСОД АО «НЭСК» в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующие часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав каждого УСВ-1. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC составляют не более 0,5 с.
Сличение часов сервера ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Анапа» и часов сервера ЦСОД АО «НЭСК» с соответствующим УСВ-1 происходит не реже 1 раза в час. Коррекция часов каждого сервера осуществляется автоматически независимо от наличия расхождений.
Сличение часов контроллеров СИКОН С70 с соответствующими УСВ-1 осуществляется ежеминутно. Коррекция часов контроллеров СИКОН С70 осуществляется автоматически независимо от наличия расхождений, погрешность синхронизации не более ±0,1 с.
Сличение показаний часов счетчиков с часами соответствующего контроллера СИКОН С70 производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов контроллера СИКОН С70 на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки.
Передача информации от счётчика электрической энергии до контроллера СИКОН С70, от контроллера СИКОН С70 до сервера ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Анапа» реализована с помощью каналов связи. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время и дату коррекции времени и фиксируют время до и после коррекции. Журналы событий УСПД и сервера отражают время и дату коррекции времени и фиксируют время до коррекции.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, а также с помощью специальных программных средств, что соответствует уровню «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcClien ts.dll |
CalcLeak age.dll |
CalcLoss es.dll |
Metrology. dll |
ParseBin. dll |
ParseIEC. dll |
ParseMod bus.dll |
ParsePira mida.dll |
Synchro NSI.dll |
VerifyTi me.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
3.0 | |||||||||
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 |
b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f |
d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac |
52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 |
6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 |
48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f |
c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 |
ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f |
530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 |
1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК |
Номер точки измерений на однолинейной схеме |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологически И |
е характеристики К | |||
ТТ |
ТН |
Счетчик электрической энергии |
УСПД |
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±6) % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±6)% | ||||
1 |
55 |
ПС 110/35/10/6 кВ «Джемете», КРУН 10 кВ, 4 с.ш. 10 кВ, яч. «ДМ-44» |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 51623-12 |
НАЛИ-СЭЩ-10-3 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,6 7,7 |
2 |
56 |
ПС 110/35/10 кВ «Анапская», РУ-10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 26 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 32139-06 |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 38394-08 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,6 6,0 |
3 |
57 |
ПС 110/35/10 кВ «Анапская», РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 4 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 32139-06 |
НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,6 6,0 | |
Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном cos9 = 0,8инд. 4 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 2 метрологических характеристик. Допускается замена контроллера СИКОН С70, УСВ-1 (рег. № 28716-05) на однотипные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество ИК |
3 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
- ток, % от 1ном |
от 1 до 120 |
- коэффициент мощности |
0,9 |
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,02 |
температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности: - COSф |
0,5 до 1,0 |
- simp |
от 0,5 до 0,87 |
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,02 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С |
от -10 до +35 |
- температура окружающей среды в месте расположения контроллера СИКОН С70, °С |
от +10 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчик СЭТ-4.ТМ.03: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Счетчик СЭТ-4.ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
контроллер СИКОН С70: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
УСВ-1: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
113060 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
114 |
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
контроллер СИКОН С70: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, чуток, не менее |
45 |
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и контроллера СИКОН С70 с
помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- журнал контроллера СИКОН С70:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН С70;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- контроллера СИКОН С70;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче,
параметрировании:
- счетчика электрической энергии;
- контроллера СИКОН С70;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- контроллере СИКОН С70 (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- 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 типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование компонента |
Тип компонента |
Количество |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ |
3 шт. |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
6 шт. |
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы |
НАЛИ-СЭЩ |
2 шт. |
Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы |
НАЛИ-СЭЩ-10 |
1 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
2 шт. |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
2 шт. |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-1 |
4 шт. |
Сервер ИВК АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Анапа» |
HP DL380G4 |
1 шт. |
Сервер ЦСОД АО «НЭСК» |
HP DL380G4 |
1 шт. |
Методика поверки |
МП 201-018-2016 |
1 экз. |
Паспорт-формуляр |
ЕКМН.466453.022-6.2.ПФ |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 201-018-2016 «Система автоматизированная
информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Анапа, вторая очередь (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Анапа», вторая очередь). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2016 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- контроллер СИКОН С70 - в соответствии с документом ВЛСТ 220.00.000 И1 «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом ВЛСТ 221.00.000МП «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), регистрационный № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе ЕКМН.466453.022-6.2РЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Анапа, вторая очередь (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Анапа», вторая очередь). Руководство пользователя».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Анапа, вторая очередь (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Анапа», вторая очередь)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения