Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Державинской СЭС
| Номер в ГРСИ РФ: | 67466-17 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Державинской СЭС (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 | 67466-17 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Державинской СЭС |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 5600009700 |
Производитель / Заявитель
ООО "Прософт-Системы", г.Екатеринбург
Поверка
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 67466-17: Описание типа СИ | Скачать | 109.6 КБ | |
| 67466-17: Методика поверки МП 201-008-2017 | Скачать | 6.1 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Державинской СЭС (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, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передачу результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (далее - АРМ);
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - информационные-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,5S в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и класса точности 1,0 в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, установленные на объектах, указанных в таблице 2.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) ЭКОМ-3000 (Включен в состав АИИС КУЭ Оренбургской СЭС-5 заводской №5600009800, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (далее - рег. №) №67467-17), каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания;
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ (далее - сервер), АРМ персонала, программное обеспечение (далее - ПО) «Энергосфера», вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводной линии связи на третий уровень системы (сервер АИИС КУЭ).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя источник сигналов эталонного времени на базе GPS-приемника, входящего в состав УСПД «ЭКОМ-3000», часы сервера и счетчиков.
Время часов УСПД синхронизировано с временем GPS-приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±0,2 с. Сличение времени часов сервера с временем часов УСПД, осуществляется с периодичностью 1 раз в час и корректировка времени часов сервера осуществляется при расхождении с временем часов УСПД ±2 с.
Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция времени часов счетчиков проводится при расхождении времени часов счетчика и часов УСПД ±2 с.
П огрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.
Пломбирование АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ, используется комплекс программно-технический измерительный (ПТК) «ЭКОМ», рег. № 19542-05, представляющий собой совокупность технических устройств (аппаратной части ПТК) и программного комплекса (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО, идентификационные данные которого указаны в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - нет.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
«ПК Энергосфера» | |
|
Идентификационное наименование ПО |
pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 8.0.34 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Наименование объекта и номер точки измерений |
Состав ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
|
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/ Сервер |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
Оренбургская СЭС-5, КРУ 10 кВ, 1 с.ш., яч. 105 |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 400/5 Кл. т. 0,5S |
НОЛ-СЭЩ-10-4 10000/^3 /100/^3 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 |
ЭКОМ-3000 / HP Proliant DL20 Gen9 |
Активная, Реак тивная |
±1,1 ±2,7 |
±3,1 ±5,2 |
|
2 |
Оренбургская СЭС-5, КРУ 10 кВ, 2 с.ш., яч. 205 |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 400/5 Кл. т. 0,5S |
НОЛ-СЭЩ-10-4 10000/V3 /100/^3 Кл. т. 0,5 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1 | ||||
|
3 |
Державинская СЭС, БМИУ 1, ТСН-1 |
ТОП- 0,66-5 30/5 Кл. т. 0,5S |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1 |
Активная, Реак тивная |
±1,0 ±2,3 |
±2,4 ±4,0 | |
|
4 |
Державинская СЭС, БМИУ 2, ТСН-2 |
ТОП- 0,66-5 30/5 Кл. т. 0,5S |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1 | ||||
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
Державинская СЭС, БМИУ 3, ТСН-3 |
ТОП- 0,66-5 30/5 Кл. т. 0,5S |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1 |
ЭКОМ-3000 / HP Proliant DL20 Gen9 |
Активная, Реак тивная |
±1,0 ±2,3 |
±2,4 ±4,0 |
|
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 на интервале времени 30 минут. 3. 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. 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 |
|
1 |
2 |
|
Количество ИК |
5 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % от Ihom - коэффициент мощности, cosф - частота, Гц - температура окружающей среды, °С |
от 95 до 105 от 1 до 120 0,9 от 49,8 до 50,02 от +15 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % от Ihom для ИК № 1, 2 - ток, % от Ihom для ИК № 3 - 5 - коэффициент мощности: - COSф - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ° С - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С - температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от 90 до 110 от 2 до 120 от 1 до 120 0,8 до 1,0 от 49,8 до 50,02 от +10 до +30 от +5 до +30 от +5 до +30 от +15 до +30 |
Продолжение таблицы 3
|
1 |
2 |
|
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
|
УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
75000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
160000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее |
113 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
5 |
|
УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребления за месяц по каждому каналу и по группам измерительных каналов, суток, не менее |
75 |
|
- при отключении питания, лет, не менее |
10 |
|
Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
в журнале УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера.
Защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи)
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
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.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование компонента |
Тип компонента |
Количество (шт., экз.) |
|
Трансформаторы тока |
ТОП-0,66-5 |
9 |
|
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10-21 |
6 |
|
Трансформаторы напряжения |
НОЛ-СЭЩ-10-4 |
6 |
|
Счетчики электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
3 |
|
Счетчики электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
2 |
|
УСПД |
ЭКОМ-3000 |
1 |
|
Сервер |
HP Proliant DL20 Gen9 |
1 |
|
ПО |
ПК «Энергосфера» |
1 |
|
Методика поверки |
МП 201-008-2017 |
1 |
|
Формуляр |
5600009700.2017 ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 201-008-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии Державинской СЭС. Измерительные каналы . Методика поверки» утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 31 марта 2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторы напряжения - по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»; МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330^3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя. Рекомендация»; и/или по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии
многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки. ПБКМ.421459.03 МП»;
- прибор комбинированный «TESTO» рег. № 38735-08;
- радиочасы МИР РЧ-01 рег. № 27008-04.
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками АИИС КУЭ.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносят на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Державинской СЭС» зарегистрированном в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений по № ФР.1.34.2017.26375.
Нормативные документы
системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
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
