Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Теплоозерский цементный завод"
| Номер в ГРСИ РФ: | 78695-20 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Теплоозерский цементный завод» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 78695-20 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Теплоозерский цементный завод" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | зав.№ 135-18-06 |
Производитель / Заявитель
ООО "Электротехнические системы", г.Хабаровск
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
| 78695-20: Описание типа СИ | Скачать | 105.5 КБ | |
| 78695-20: Методика поверки МП 206.1-028-2020 | Скачать | 8 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Теплоозерский цементный завод» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), а также аппаратуру для передачи/приема данных по линиям связи; источники бесперебойного питания для каналообразующей аппаратуры.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), сервер баз данных (СБД) АИИС КУЭ, с установленным программным обеспечением (ПО) КТС «Энергия+», устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-Г, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения безопасности локальных вычислительных сетей.
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 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.
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 линиям связи поступает на сервер АО «Теплоозерский цементный завод», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных. Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на сервер осуществляется по средствам преобразования интерфейсоф RS-485/RS-232.
А также в системе предусмотрен канал сотовой связи стандарта GSM, по которому есть возможность дистанционного обращения к счётчикам по согласованию с собственником АИИС КУЭ для сервисных технических целей.
Сервер базы данных, с периодичностью один раз в 30 минут. производит опрос уровня ИИК. Полученная информация записывается в базу данных СБД.
На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Один раз в сутки СБД АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате XML. Файл с результатами измерений в формате XML по электронной почте автоматически направляется в АО «Система». С удаленного АРМ АО «Система» производится отправка подписанного ЭП файла с результатами измерений в формате XML в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», а так же в адрес филиала ПАО «СО ЕЭС» Хабаровское РДУ, ПАО «ДЭК», ПАО «ДРСК» в определенные регламентом сроки и в порядке, предусмотренном регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ создана на основе устройства синхронизации времени по сигналам ГНСС ГЛОНАСС/GPS УСВ-Г, предназначенный для формирования шкалы времени, синхронизированной с заданной точностью с национальной шкалой времени UTS (SU), текущих значений времени и даты, синхронизированных по сигналам глобальных навигациоонных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS.
Сличение часов сервера с часами УСВ-Г происходит не реже, чем 1 раз в сутки. Коррекция часов сервера выполняется при расхождении с показаниями УСВ-Г более чем на ±2 с.
Время счетчиков сличается со временем сервера не реже одного раза в сутки, коррекция времени счетчиков проводится при расхождении времени счетчика и сервера более чем на ±2 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) КТС «Энергия+», в состав которого входят программы приема и обработки данных, SQL-сервер и WEB-сервер и обеспечивает основные функции ИВК - прием, обработку, хранение и публикацию данных. Програмные модули КТС «Энергия+» указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
БПО КТС «Энергия+» |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 6.5 |
|
Цифровой идентификатор ПО: модуль kernel6.exe модуль IcServ.exe модуль Writer.exe |
B26C3DC337223E643068D2678B83E7FE BCB07DD526D174C9A4CE8A56DDD9451E 28D3B14A74AC2358BFE3C1E134D5CCDE |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «высокий».
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Канал измерений |
Состав измерительного канала |
Ктт •Ктн •Ксч | |||||
|
№№ ИК |
Диспетчерское наименование присоединения |
Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) |
Обозначение, тип |
ИВК | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
6 |
7 | ||
|
1 |
ПС «Лондоко» 220/35/6 кВ ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш., Яч. 3, ф - 3 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 30709-11 |
А |
ТЛП-10 |
УСВ-Г Рег. № 61380-15 |
о о ОО |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТЛП-10 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 18178-99 |
А В С |
НАМИТ-10-2 | ||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
|
2 |
ПС «Лондоко» 220/35/6 кВ ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш., Яч. 5, ф - 5 |
II |
Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 30709-11 |
А |
ТЛП-10 |
12000 | |
|
В |
ТЛП-10 | ||||||
|
С |
ТЛП-10 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 18178-99 |
А В С |
НАМИТ-10-2 | ||||
|
Счетчик |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 36697-17 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 | |||||
|
3 |
ПС «Лондоко» 220/35/6 кВ ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш., Яч. 7, ф - 7 |
II |
Кт = 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 25433-11 |
А |
ТЛО-10 |
1800 | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТЛО-10 | ||||||
|
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 18178-99 |
А В С |
НАМИТ-10-2 | ||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
6 |
7 | ||
|
4 |
ПС «Лондоко» 220/35/6 кВ ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш., Яч. 9, ф - 9 |
н н |
Кт = 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 30709-11 |
А |
ТЛП-10 |
УСВ-Г Рег. № 61380-15 |
о о о С*"> |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТЛП-10 | ||||||
|
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 18178-99 |
А В С |
НАМИТ-10-2 | ||||
|
W К (Т н о (Т и |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
|
5 |
ПС «Лондоко» 220/35/6 кВ ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш., Яч. 19, ф - 19 |
Н н |
Кт = 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 30709-11 |
А |
ТЛП-10 |
о о 00 | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТЛП-10 | ||||||
|
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 18178-99 |
А В С |
НАМИТ-10-2 | ||||
|
W К (Т н о (Т и |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
|
6 |
ПС «Лондоко» 220/35/6 кВ ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш., Яч. 23, ф - 23 |
Н н |
Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 Рег. № 30709-11 |
А |
ТЛП-10 |
о о о ci 1—н | |
|
В |
ТЛП-10 | ||||||
|
С |
ТЛП-10 | ||||||
|
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 18178-99 |
А В С |
НАМИТ-10-2 | ||||
|
W К (Т н о (Т и |
Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № 27524-04 |
СЭТ-4ТМ.03.01 | |||||
|
7 |
ПС «Лондоко» 220/35/6 кВ ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш., Яч. 31, ф - 31 |
Н н |
Кт = 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-02 |
А |
ТПОЛ-10 |
о о ci | |
|
В |
- | ||||||
|
С |
ТПОЛ-10 | ||||||
|
К н |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 18178-99 |
А В С |
НАМИТ-10-2 | ||||
|
W К (Т н о (Т и |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М | |||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 | ||
|
ПС «Лондоко» 220/35/6 кВ ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш., Яч. 35, ф - 35 |
Кт = 0,5 |
А |
ТЛП-10 | ||||
|
II |
Ктт = 600/5 |
В |
- | ||||
|
Рег. № 30709-11 |
С |
ТЛП-10 | |||||
|
8 |
ТН |
Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 |
А В |
НАМИТ-10-2 |
7200 | ||
|
Рег. № 18178-99 |
С | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 Ксч = 1 Рег. № 36697-08 |
СЭТ-4ТМ.03М |
УСВ-Г Рег. № 61380-15 | ||||
|
ПС «Лондоко» 220/35/6 кВ ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш., Яч. 37, ф - 37 |
Кт = 0,5 |
А |
ТЛО-10 | ||||
|
II |
Ктт = 400/5 |
В |
- | ||||
|
Рег. № 25433-11 |
С |
ТЛО-10 | |||||
|
ТН |
Кт = 0,5 |
А |
о о ОО | ||||
|
9 |
Ктн = 6000/100 |
В |
НАМИТ-10-2 | ||||
|
Рег. № 18178-99 |
С | ||||||
|
Счетчик |
Кт = 0,2S/0,5 | ||||||
|
Ксч = 1 |
СЭТ-4ТМ.03М | ||||||
|
Рег. № 36697-08 | |||||||
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 УСВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносятся изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
|
Номера однотипных ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
|
Активная |
1,1 |
2,3 | |
|
1, 3, 4, 5, 7 - 9 |
Реактивная |
5,5 |
2,9 |
|
2 |
Активная |
1,2 |
2,5 |
|
Реактивная |
5,1 |
4,0 | |
|
6 |
Активная |
1,2 |
2,5 |
|
Реактивная |
5,1 |
4,7 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±Д), с |
5 |
|
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 тока 2(5)% 1ном cos9 = 0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 °С до плюс 40 °С. | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
|
- коэффициент мощности, cos9 |
0,87 |
|
температура окружающей среды, °С: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ 30206-94; ГОСТ Р 52323-2005; ГОСТ 31819.22-2012 |
от +21 до +25 |
|
- для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83; |
от +18 до +22 |
|
ГОСТ Р 52425-2005; ГОСТ 31819.23-2012 |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2(5) до 120 |
|
- коэффициент мощности, cos9 |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
|
температура окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН |
от -30 до +40 |
|
- для счетчиков |
от -40 до +60 |
|
- для УСВ-Г |
от 10 до +35 |
|
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03; - среднее время наработки до отказа, ч, |
90000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
|
СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки до отказа, ч, |
140000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, |
2 |
|
УСВ-Г: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
24 |
|
ИВК: - коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее |
45 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по двум каналам связи;
Журналы событий счетчиков электроэнергии фиксируют время и даты наступления событий:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события 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.
Журнал событий ИВК фиксирует:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величину синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных измерительных цепей;
- испытательной коробки;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТЛП-10 |
14 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-10 |
4 шт. |
|
Трансформаторы тока |
ТПОЛ-10 |
2 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИТ-10-2 |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
8 шт. |
|
Устройства синхронизации времени |
УСВ-Г |
1 шт. |
|
Методика поверки |
МП 206.1-028-2020 |
1 экз. |
|
Формуляр |
135-18-16-ФО |
1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-028-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Теплоозерский цементный завод»». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 10.04.2020 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 проверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации;
- по МИ 3196-2018 ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации;
- по МИ 3598-2018 ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 (Рег. № 27524-04) - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
- УСВ-Г - по документу НЕКМ.426489.037 МП «Инструкция. Устройства синхронизации времени по сигналам ГНСС ГЛОНАСС/GPS УСВ-Г. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в апреле 2015 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2, рег. № 37328-15;
- термогигрометр «CENTER» (мод. 315), рег. № 22129-04.
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) АО «Теплоозерский цементный завод», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 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
Смотрите также
