Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Блок №3 ш. "Анжерская-Южная"
Номер в ГРСИ РФ: | 68431-17 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ЗАО "Сибэнергоконтроль", г.Кемерово |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Блок №3 ш. «Анжерская-Южная» (АИИС КУЭ) предназначена для коммерческого учета электрической энергии и мощности в точках измерения, расположенных на ПС «Таежная» 110/6,6/6,3 кВ, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения результатов измерений, формирования отчетных документов и передачи информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 68431-17 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Блок №3 ш. "Анжерская-Южная" |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 8 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Сибэнергоконтроль", г.Кемерово
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
68431-17: Описание типа СИ | Скачать | 113.6 КБ | |
68431-17: Методика поверки МП 14-021-2017 | Скачать | 850 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Блок №3 ш. «Анжерская-Южная» (АИИС КУЭ) предназначена для коммерческого учета электрической энергии и мощности в точках измерения, расположенных на ПС «Таежная» 110/6,6/6,3 кВ, а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения результатов измерений, формирования отчетных документов и передачи информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер с программным обеспечением (ПО) ПК «Энергосфера», устройство синхронизации системного времени УССВ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Основными функциями АИИС КУЭ являются:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
один раз в сутки и по запросу сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии со счетчиков (ИИК), с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение данных об измеренных величинах электроэнергии и журналов событий в базе данных сервера ИВК в течение 3,5 лет (для 30 минутных приращений энергии);
резервирование баз данных на DVD-дисках;
разграничение доступа посредством паролей к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
конфигурирование параметров и настроек АИИС КУЭ;
защита от несанкционированного доступа маркированием и пломбированием узлов системы;
подготовку данных по результатам измерений в ХМЬ-формате для их передачи по электронной почте в АО «АТС», ЗАО «Система», ОАО «Кузбассэнергосбыт», АО «СибПСК», филиал АО «СО ЕЭС» Кузбасское РДУ;
ведение журнала событий технических и программных средств (счетчики, ПК «Энергосфера») на сервере ИВК и счетчиках;
ведение системы единого времени.
Принцип действия.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч (кВар^ч). При этом используются следующие правила округления - дробный результат измерений на интервале измерений округляется до целых кВт^ч (кВар^ч) по алгебраическим правилам округления. Если десятичная часть больше или равна 5, то результат округляется в большую сторону, если меньше - то в меньшую. При этом разница между не округленным значением и округленным прибавляется к результату измерения на следующем интервале с сохранением знака.
СБД уровня ИВК, установленный в специально отведенном помещении здания АБК ООО «Блок №3 ш. «Анжерская-Южная», с периодичностью один раз в 30-минут по каналу GSM/GPRS опрашивает счетчики и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
СБД производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирует и отправляет по выделенному каналу сети Ethernet отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, сервера уровня ИВК, УССВ), влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.
На уровне ИВК СОЕВ организована с помощью подключенного к серверу УССВ УСВ-2, которое имеет встроенный модуль синхронизации времени, работающей от сигналов точного времени GPS/ГЛОНАСС.
УССВ синхронизирует сервер ИВК каждые 10 минут по средствам программного обеспечения «Программный модуль УСВ-2», поставляемого вместе с УСВ-2.
Сравнение показаний часов счетчиков ИК и ИВК осуществляется один раз в сутки при опросе счетчиков, синхронизация осуществляется при расхождении часов счетчиков и ИВК на величину более чем ±2 с.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (СПО) ПК «Энергосфера».
СПО ПК «Энергосфера» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку и передачу в форматах предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные СПО ПК «Энергосфера» приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
СПО ПК «Энергосфера» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
8.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.77-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
СОЕВ |
Сервер | |||||
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | ||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
1 |
ПС "Таежная" 110/6,6/6,3 кВ, ЗРУ-6,6/6,3 кВ, 1 с.ш., яч.1П |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 1601 Зав. № 359 Зав. № 760 Рег. № 7069-07 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4973 Зав. № 6011 Зав. № 3176 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811162684 Рег. № 36697-12 |
УСВ-2 зав. № 3311 Рег. № 41681-10 |
HP ProLiant DL160 Gen9 зав. № CZ264401M6 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,3 ±3,3 |
2 |
ПС "Таежная" 110/6,6/6,3 кВ, ЗРУ-6,6/6,3 кВ, 2 с.ш., яч.13П |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 30732 Зав. № 150 Зав. № 30202 Рег. № 7069-07 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 4958 Зав. № 5742 Зав. № 6008 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811162677 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,3 ±3,3 | ||
3 |
ПС "Таежная" 110/6,6/6,3 кВ, ЗРУ-6,6/6,3 кВ, 3 с.ш., яч.13 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 660 Зав. № 56378 Зав. № 86840 Рег. № 7069-07 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 14021 Зав. № 13896 Зав. № 12168 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811162663 Рег. № 36697-12 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,3 ±3,3 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
4 |
ПС "Таежная" 110/6,6/6,3 кВ, ЗРУ-6,6/6,3 кВ, 4 с.ш., яч.1 |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 31180 Зав. № 31701 Зав. № 30046 Рег. № 7069-07 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 3248 Зав. № 5737 Зав. № 5711 Рег. № 3344-04 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0811162403 Рег. № 36697-12 |
УСВ-2 зав. № 3311 Рег. № 41681-10 |
HP ProLiant DL160 Gen9 зав. № CZ264401M6 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,3 ±3,3 |
5 |
ПС "Таежная" 110/6,6/6,3 кВ, ЗРУ-6,6/6,3 кВ, 3 с.ш., яч.9 (ТСН-1) |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № 67176 Зав. № 68022 Рег. № 7069-07 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 14021 Зав. № 13896 Зав. № 12168 Рег. № 3344-04 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111160076 Рег. № 46634-11 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,3 ±3,3 | ||
6 |
ПС "Таежная" 110/6,6/6,3 кВ, ЗРУ-6,6/6,3 кВ, 4 с.ш., яч.4 (ТСН-2) |
ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 50/5 Зав. № 72736 Зав. № 72738 Рег. № 7069-07 |
ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 3248 Зав. № 5737 Зав. № 5711 Рег. № 3344-04 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111160141 Рег. № 46634-11 |
Активная Реактивная |
±1,6 ±2,9 |
±2,3 ±3,3 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
3 Погрешность в рабочих условиях указана для cоsф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 6 от 0 до плюс 40 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, СОЕВ на однотипный утвержденного типа.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
6 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - Частота, Гц - коэффициент мощности cоsф - температура окружающей среды, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cоsф - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,°С |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 49,6 до 50,4 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от 0 до +40 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М.01: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05МК.00: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 2 165000 2 70000 1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключении питания Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
45 10 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование электрического питания сервера 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 журнале события счетчика фиксируются факты:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок;
- сервера;
- защита информации на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- 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 АИИС КУЭ входит техническая документация на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06 |
12 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
16 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
4 |
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 |
2 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
1 |
Программное обеспечение |
ПК «Энергосфера» |
1 |
Сервер |
HP ProLiant DL160 Gen9 |
1 |
Методика поверки |
МП 14-021-2017 |
1 |
Формуляр-Паспорт |
11.2016.009-АУ.ФО-ПС |
1 |
Руководство по эксплуатации |
11.2016.009-АУ.РЭ |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 14-021-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Блок №3 ш. «Анжерская-Южная». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Кемеровский ЦСМ» 07.03.2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или по МИ 2845-2003 ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3.. .35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- счётчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- счётчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.03.2011 г.;
- устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;
- термогигрометр ИВА-6 (Рег. № 46434-11): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретностью 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 98 %, дискретностью 0,1 %;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Блок №3 ш. «Анжерская-Южная», аттестованном ФБУ «Кемеровский ЦСМ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310473 от 26.08.2014 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения