Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ГМЗ"
| Номер в ГРСИ РФ: | 75834-19 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ПАО "Кузбасская энергетическая сбытовая компания", г.Кемерово |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ГМЗ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 75834-19 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ГМЗ" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 022 |
Производитель / Заявитель
ПАО "Кузбасская энергетическая сбытовая компания", г.Кемерово
РОССИЯ
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 3 |
| Найдено поверителей | 2 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 3 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 75834-19: Описание типа СИ | Скачать | 105.7 КБ | |
| 75834-19: Методика поверки МП 14-035-2019 | Скачать | 6.4 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ГМЗ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счётчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура);
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервера (сервер базы данных (БД) и сервер опроса (СО)) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», построенных на базе виртуальных машин, функционирующих в распределенной среде виртуализации под управлением гипервизора VMware, устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные фазные 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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным и беспроводным каналам связи поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера АИИС КУЭ с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, сервера БД, СО, УСВ), 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.
С помощью УСВ-2, обеспечивается приём сигналов точного времени и осуществляется синхронизация сервера опроса по системе GPS/ГЛОНАСС.
Сличение времени часов на уровне ИВК происходит при каждом обращении серверов к УСВ-2 (один раз в 60 минут), синхронизация осуществляется при расхождении часов на величину более чем ±2 с.
Сличение времени часов счетчика со временем СО осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов СО более чем ±2 с.
Журналы событий счетчиков, СО и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 022. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (СПО) ПК «Энергосфера». Уровень защиты СПО 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 - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимая часть СПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
|
Идентификационное наименование ПО |
pso_metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ |
Виртуальный сервер |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС 35 кВ ГМЗ, РУ 35 кВ, яч.6 |
ТОЛ-35 300/5, КТ 0,5S Рег. № 21256-07 |
НАМИ-35 35000/100, КТ 0,5 Рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
VMware |
|
НАМИ-35 35000/100, КТ 0,5 Рег. № 19813-05 | ||||||
|
2 |
ПС 35 кВ ГМЗ, РУ 35 кВ, яч.3 |
ТОЛ-35 300/5, КТ 0,5S Рег. № 21256-07 |
НАМИ-35 35000/100, КТ 0,5 Рег. № 19813-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | ||
|
НАМИ-35 35000/100, КТ 0,5 Рег. № 19813-05 | ||||||
|
3 |
ПС 35 кВ ГМЗ, РУ 6 кВ, яч.16 |
ТПЛ-СЭЩ-10 400/5, КТ 0,5S Рег. № 38202-08 |
НАМИ-10-95 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | ||
|
4 |
ПС 6 кВ Термическая, РУ-6 кВ, яч.2 |
ТОЛ-10-1 400/5, КТ 0,5S Рег. № 15128-07 |
НАМИ-10-95 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | ||
|
5 |
ПС 6 кВ Термическая, РУ-6 кВ, яч.3 |
ТОЛ-10-1 400/5, КТ 0,5S Рег. № 15128-07 |
НАМИ-10-95 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | ||
|
6 |
ПС 6 кВ ЦМИ, РУ-6 кВ, 2с.ш., яч.14 |
ТОЛ-10-1 200/5, КТ 0,5S Рег. № 15128-07 |
НАМИ-10-95 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | ||
|
7 |
ПС 6 кВ ЦМИ, РУ-6 кВ, 1с.ш., яч.3 |
ТОЛ-НТЗ-10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 51679-12 |
НАМИ-10-95 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
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 метрологических характеристик; 2 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа; 3 Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО); 4 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. 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 АИИС КУЭ
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности, (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), % |
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC (SU), с |
|
1 - 6 |
Активная Реактивная |
1,6 2,9 |
2,1 3,2 |
±5 |
|
7 |
Активная Реактивная |
1,7 3,0 |
2,3 3,8 | |
|
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 Погрешность в рабочих условиях указана для cоsф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °С | ||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
7 |
|
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 |
Продолжение таблицы 4
|
1 |
2 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от Ihom - частота, Гц - коэффициент мощности cоsф - температура окружающей среды для ТТ, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,°С |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 49,5 до 50,5 От 0,5 инд. дО 0,8 емк. от 0 до +40 от 0 до +40 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчик СЭТ-4ТМ.03М.01: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-2: - 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 |
140000 2 35000 2 256554 0,5 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключении питания, лет, более 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.
Регистрация событий:
- в журнале событий электросчетчиков:
параметрирования;
пропадания питания;
коррекция времени в электросчетчике;
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательных коробок;
УСВ-2;
сервера опроса;
сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
установка пароля на электросчетчиках;
установка пароля на сервере опроса;
установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит эксплуатационная документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТОЛ-35 |
4 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТПЛ-СЭЩ-10 |
2 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТОЛ-10-1 |
6 |
|
Измерительный трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ-10 |
2 |
|
Измерительный трансформатор напряжения |
НАМИ-35 |
2 |
|
Измерительный трансформатор напряжения |
НАМИ-10-95 |
4 |
|
Счетчик активной и реактивной электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
7 |
|
УССВ |
УСВ-2 |
1 |
|
Виртуальный сервер |
VMware |
3 |
|
Формуляр |
85220938.422231.022.ФО |
1 |
|
Руководство пользователя |
85220938.422231.022.И3 |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «ГМЗ», аттестованном ФБУ «Кузбасский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310473.
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;
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов
на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
