Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "СЭГК" 3-я очередь
Номер в ГРСИ РФ: | 78290-20 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ОАО "Свердловская энергогазовая компания" (СЭГК), г.Екатеринбург |
78290-20: Описание типа СИ | Скачать | 93.5 КБ |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «СЭГК» 3-я очередь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 78290-20 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "СЭГК" 3-я очередь |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 006 |
Производитель / Заявитель
АО "Свердловская энергогазовая компания", г.Екатеринбург
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 2 |
Найдено поверителей | 2 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
78290-20: Описание типа СИ | Скачать | 93.5 КБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «СЭГК» 3-я очередь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях , указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр», автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности; вычисленные мгновенные значения усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
- активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
- средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
Сервер при помощи ПО «АльфаЦентр» автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Обмен информацией между счетчиками и сервером происходит по GPRS. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через опто-порт счетчиков.
На уровне ИВК выполняется формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передача КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации единого времени в системе в состав ИВК входит УССВ-2 рег. № 54074-13, время которого синхронизировано с национальной шкалой координированного времени UTC (SU). Синхронизация времени часов сервера с временем УССВ-2 осуществляется каждые 30 мин, коррекция осуществляется раз в 12 ч при расхождении времени УССВ-2 с показаниями часов сервера более, чем на 1 с.
Сравнение времени часов счетчиков и времени часов сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки; коррекция осуществляется при расхождении времени часов счетчика и сервера на величину более чем 1 с.
Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. 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 «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
Идентификационные данные (признаки) |
Метрологически значимая часть ПО |
Идентификационное наименование ПО |
ac_metrology.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
Цифровой идентификатор ПО |
3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Технические характеристики
Метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
Номер ИК |
Наименование объекта учета |
Состав ИК |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | |||||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
Сервер, УССВ |
Границы интервала основной относительной погрешности, (±6), % |
Границы интервала относительной погрешности в рабочих условиях, (±6), % | ||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
9.1 |
ПС 110 кВ Братская, РУ-10кВ 1СШ 10кВ яч.5 ф.283-1 |
тип |
ТПОЛ-10 |
тип |
НАМИ-10-95 |
тип |
СЭТ-4ТМ.03М |
Supermicro SYS-6018R-MTR, УССВ-2 рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
0,9 1,3 |
1,6 2,9 |
Коэф.тр |
600/5 |
Коэф.тр |
10000/^3/100/^3 | ||||||||
Кл.т. |
0,2S |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | ||||||
Рег. № |
1261-08 |
Рег. № |
20186-00 |
Рег. № |
36697-17 | ||||||
9.2 |
ПС 110 кВ Братская, РУ-10кВ 2СШ 10кВ яч.16 ф.283-2 |
тип |
ТПОЛ-10 |
тип |
НАМИ-10 |
тип |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||
Коэф.тр |
600/5 |
Коэф.тр |
10000/^3/100/^3 | ||||||||
Кл.т. |
0,2S |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | ||||||
Рег. № |
1261-08 |
Рег. № |
20186-00 |
Рег. № |
36697-17 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | ||||
9.3 |
ПС 110 кВ Братская, РУ-6кВ 4СШ 6кВ яч.17 ф.226 |
тип |
ТПОЛ-10 |
тип |
НАМИ-10-95 |
тип |
СЭТ-4ТМ.03М |
Supermicro SYS-6018R-MTR, УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Активная Реактивная |
0,9 1,3 |
1,6 2,9 | |
Коэф.тр |
400/5 |
Коэф.тр |
6000/^3/100/^3 | |||||||||
Кл.т. |
0,2S |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | |||||||
Рег. № |
1261-08 |
Рег. № |
20186-00 |
Рег. № |
36697-17 | |||||||
9.4 |
ПС 110 кВ Ук-тусская, РУ-6кВ 2СШ 6кВ яч.27 ф.226 |
тип |
ТПОЛ-10 |
тип |
НАМИ-10-95 |
тип |
СЭТ-4ТМ.03М |
Активная Реактивная |
1,2 1,8 |
3,0 4,9 | ||
Коэф.тр |
400/5 |
Коэф.тр |
6000/^3/100/^3 | |||||||||
Кл.т. |
0,5S |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | |||||||
Рег. № |
1261-02 |
Рег. № |
20186-05 |
Рег. № |
36697-17 | |||||||
9.5 |
ТП 10кВ №3, РУ-0,4кВ 1СШ 0,4кВ ф.31 Агро-машзапчасть |
тип |
ТШП-0,66 модификация ТШП-30 |
тип |
- |
тип |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
Активная Реактивная |
1,0 1,5 |
2,9 4,8 | ||
Коэф.тр |
300/5 |
Коэф.тр | ||||||||||
Кл.т. |
0,5S |
Кл.т. |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | ||||||||
Рег. № |
58385-14 |
Рег. № |
Рег. № |
36697-17 | ||||||||
9.6 |
ТП 10кВ №3, РУ-0,4кВ 1СШ 0,4кВ ф.1 Гор-свет |
тип |
ТТН-Ш |
тип |
- |
тип |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
Активная Реактивная |
1,0 1,5 |
2,9 4,8 | ||
Коэф.тр |
50/5 |
Коэф.тр | ||||||||||
Кл.т. |
0,5S |
Кл.т. |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | ||||||||
Рег. № |
75345-19 |
Рег. № |
Рег. № |
36697-17 | ||||||||
9.7 |
ТП 10кВ №3, РУ-0,4кВ 1СШ 0,4кВ ф.3 Обще- |
тип |
ТОП-0,66 |
тип |
- |
тип |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
6018R-MTR, УССВ-2 |
Активная Реактивная |
1,0 1,5 |
2,9 4,8 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 | |||
житие |
Коэф.тр |
200/5 |
Коэф.тр | ||||||||
Кл.т. |
0,5S |
Кл.т. |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | |||||||
Рег. № |
47959-16 |
Рег. № |
Рег. № |
36697-17 | |||||||
9.8 |
РП-226 6кВ, РУ- |
тип |
ТЛК10-5 |
тип |
НАМИТ-10-1 |
тип |
СЭТ-4ТМ.03М |
Активная Реактивная |
1,2 1,8 |
2,9 4,6 | |
6кВ 1СШ ф.5 ИП Мильман |
Коэф.тр |
150/5 |
Коэф.тр |
6000/^3/100/^3 | |||||||
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,5 |
Кл.т. |
0,2S/0,5 | ||||||
Рег. № |
9143-01 |
Рег. № |
16687-02 |
Рег. № |
36697-17 | ||||||
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 метрологических характеристик. 4 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 5 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 6 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений. 7 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. 8 Рег.№ - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений. |
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Нормальные условия | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
- коэффициент мощности |
0,9 |
- частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +20 до +25 |
Условия эксплуатации | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
- сила тока, % от 1ном для ИК № 9.1 - 9.7 |
от 2 до 120 |
- сила тока, % от 1ном для ИК № 9.8 |
от 5 до 120 |
- коэффициент мощности, cosф |
0,8 |
температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С |
от -40 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения электросчетчи- | |
ков ИК № 9.1 - 9.3, 9.5 - 9.7 °С |
от -10 до +30 |
температура окружающей среды в месте расположения электросчетчи- | |
ков ИК № 9.4, 9.8, °С |
от +10 до +30 |
температура окружающей среды в месте расположения УССВ, сервера, | |
°С |
от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
48 |
Сервер: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
80000 |
Глубина хранения информации | |
Электросчетчики: | |
тридцатиминутные приращения активной и реактивной | |
электроэнергии каждого массива профиля составляет, суток, не менее |
35 |
Сервер: | |
- хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с |
±5 |
Надежность системных решений:
- резервирование ИВК АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте и сотовой связи.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита информации 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 эксплуатационных документов на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
8 |
Трансформатор тока |
ТШП-0,66 |
3 |
Трансформатор тока |
ТТН-Ш |
3 |
Трансформатор тока |
ТЛК-10-5 |
2 |
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
3 |
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-1 |
1 |
Трансформаторы напряжения трехфазной ан-тирезонансной группы |
НАМИ-10-95 |
4 |
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М |
5 |
Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.08 |
3 |
Устройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
Сервер |
Supermicro SYS-6018R-MTR |
1 |
Программное обеспечение |
ПО АльфаЦентр |
1 |
Паспорт-формуляр |
АИИС.2.1.0222.006 ФО |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2018 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».
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;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М 01, рег. № 36697-17 - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации». Часть 2. «Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
- средства поверки УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройство синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» в 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, рег. № 27008-04.
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 измеренийНормативные 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