Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ
| Номер в ГРСИ РФ: | 72687-18 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Энергометрология", г.Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 72687-18 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 01 |
Производитель / Заявитель
ООО "Энергометрология", г.Москва
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 72687-18: Описание типа СИ | Скачать | 112.3 КБ | |
| 72687-18: Методика поверки МП 26.51.43-48-7714348389-2018 | Скачать | 629.4 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД), блок синхронизации часов реального времени БСЧРВ-011М (БСЧРВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение ПО «Энфорс АСКУЭ», автоматизированное рабочее место, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы. Технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. 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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на ИВК, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение измерительной информации и передача измерительной информации.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует отчеты в формате XML, подписывает электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по выделенному каналу связи сети Internet в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы. АИИС КУЭ оснащена БСЧРВ, установленным в телекоммуникационном шкафу. От БСЧРВ, подключенного к преобразователю-коммуникатору по каналу RS-232, осуществляется синхронизация ИВК и счетчиков. Время задержки коррекции часов БСЧРВ составляет 0,01 с. Сравнение и коррекция часов серверов с часами БСЧРВ производится 1 раз в 30 минут. Часы счетчиков синхронизированы по времени с часами БСЧРВ, сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи (1 раз в 30 минут), коррекция часов счетчиков осуществляется при обнаружении расхождения с часами БСЧРВ более ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ используется ПО «Энфорс АСКУЭ» (версия не ниже 1.6.20.64). 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 передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.0772014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки программного обеспечения
|
Идентификационные признаки |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование модуля администратора |
Enfadmin.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
B80F4F4656ED3BCA2CBD6BAE501783CF |
|
Идентификационное наименование модуля оперативного контроля |
NewOpcon.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
1374C5A36E8BACEFF6ADD7881DD88BEC |
|
Идентификационное наименование модуля оперативного контроля |
New_Graph_KWN. ехе) |
|
Цифровой идентификатор ПО |
8EF7D6F661 A2D38764E82EO9 AO1D5 |
|
Идентификационное наименование модуля формирования отчетов |
NewReports.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
D2A12BAEDF77533F8B36C9B5616BC6DB |
|
Идентификационное наименование модуля ручной обработки |
Dataproc.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
A321BA7EOF 168D6C7D37BC806D12CBC0 |
|
Идентификационное наименование модуля ручного и автоматического ввода, данного |
Medit.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
0FB2E42D0CC73754FC2512F9ABFC5D7E |
|
Идентификационное наименование модуля Модуль «Экспорт данных в Excel» |
ExportToExcel_2000.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
01DA6598B983CB8B62650A1652566773 |
Продолжение таблицы 1
|
1 |
2 |
|
Идентификационное наименование модуля экспорта-импорта данных в формате АСКП |
Enf ASKP.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
FCB 165EA38726E2DF6DB27C525358D4A |
|
Идентификационное наименование модуля формирования и отправки актов перетоков электроэнергии (макет 51070 XML) |
NewM51070 18.10.2011.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
17248E413195CC394O19FOD3FF 17В087 |
|
Идентификационное наименование модуля формирования и отправки макетов 80020 в ОАО “АТС» |
М80020 18.10.2011.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
С4В748Е115В152572D07E90B5 AFE8452 |
|
Идентификационное наименование модуля формирования и отправки макета 80040 и 80050 |
M80050.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
625F522FE1A9C85B76AA3667446CD8A4 |
|
Идентификационное наименование модуля загрузки данных из текстовых файлов |
Load-DataFromTXT.ехе |
|
Цифровой идентификатор ПО |
7A48D7B7BCB883B1FAB50852EBBD84C2 |
|
Идентификационное наименование модуля (Enfc Log.exe) |
Enfc_Log.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
DE6529F1492B527A8768BCF6FC586D1A |
|
Идентификационное наименование модуля настройки подключения к серверу Oracle |
Еп-flogon.exe |
|
Цифровой идентификатор ПО |
6CB1DE1EF5CC2FB3B9C9C9O4E36BO355 |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
2.2.12.3 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
|
Номер ИК |
Наименование измерительного канала |
Состав измерительного канала | |||
|
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электрической энергии |
УССВ / ИВК | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
41 |
Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.4, ВЛ-110-4 |
CTIG-110 1000/1, КТ 0,2S Рег. № 49226-12 |
VDGW2 110000/^3/100/^3, КТ 0,2 Рег. № 43486-09 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
БСЧРВ-011М./ HP DL180G6E5620 |
|
42 |
Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.9, ВЛ-110-5 |
CTIG-110 1000/1, КТ 0,2S Рег. № 49226-12 |
VDGW2 110000/^3/100/^3, КТ 0,2 Рег. № 43486-09 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
|
45 |
Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ, яч.10, ВЛ-110-24 |
CTIG-110 1000/1, КТ 0,2S Рег. № 49226-12 |
VDGW2 110000/^3/100/^3, КТ 0,2 Рег. № 43486-09 |
СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
|
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 БСЧРВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номер ИК |
Вид электрической энергии |
Границы основной погрешности (±5), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
|
41,42,45 |
Активная Реактивная |
0,6 1,0 |
0,8 1,7 |
|
Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cosф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cosф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
3 |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гц |
от 98 до 102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 (sm9) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С: СЭТ-4ТМ.03М - температура окружающей среды для сервера, °С: - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, не более, % - частота, Гц |
от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +70 от -40 до +70 от +10 до + 30 от 80 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее СЭТ-4ТМ.03М Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч |
165000 100000 1 |
|
Глубина хранения информации Счетчики: СЭТ-4ТМ.03М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 мин, сут Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
114 3,5 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне :
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт |
|
Трансформатор тока |
CTIG-110 |
9 |
|
Трансформатор напряжения |
VDGW2 |
2 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.16 |
3 |
|
Блок синхронизации часов реального времени |
БСЧРВ-011М |
1 |
|
Основной сервер |
HP ProLiant ML110 G6 |
1 |
|
Резервный сервер |
Supermicro 6024H |
1 |
|
Автоматизированное рабочее место |
АРМ |
1 |
|
Документация | ||
|
Методика поверки |
МП 26.51.43-48-7714348389-2018 |
1 |
|
Формуляр |
ФО 26.51.43-48-7714348389-2018 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-48-7714348389-2018. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 18.07.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики электрической энергии многофункциональные 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 ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS) (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 27008-04);
- измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в
Федеральном информационном фонде 15500-12);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ-04 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Воронежская ТЭЦ-1, ЗРУ-110 кВ». МВИ 26.51.43-48-7714348389-2018, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
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
