Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Южный Кузбасс ЦОФ "Сибирь"
Номер в ГРСИ РФ: | 80730-20 |
---|---|
Производитель / заявитель: | ПАО "Кузбасская энергетическая сбытовая компания", г.Кемерово |
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Южный Кузбасс ЦОФ «Сибирь» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.
Информация по Госреестру
Основные данные | |
---|---|
Номер по Госреестру | 80730-20 |
Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО "Южный Кузбасс ЦОФ "Сибирь" |
Страна-производитель | РОССИЯ |
Срок свидетельства (Или заводской номер) | 028 |
Производитель / Заявитель
Публичное акционерное общество "Кузбасская энергетическая сбытовая компания" (ПАО "Кузбассэнергосбыт"), г. Кемерово
РОССИЯ
Поверка
Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Зарегистрировано поверок | 1 |
Найдено поверителей | 1 |
Успешных поверок (СИ пригодно) | 1 (100%) |
Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
80730-20: Описание типа СИ | Скачать | 348.3 КБ | |
80730-20: Методика поверки МП 14-047-2020 | Скачать | 7.9 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Южный Кузбасс ЦОФ «Сибирь» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.
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:
ИИК для ИК с № 1 по № 4, № 10, № 11: 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;
ИИК для ИК № 5, № 6, № 9, № 12: измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счётчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
ИИК для ИК № 7 и № 8: многофункциональные счётчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2, технические средства каналов передачи данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, АРМ персонала и программное обеспечение (ПК «Энергосфера»).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматическое измерение физических величин;
автоматический сбор информации об измеренных физических величинах;
формирование 30-ти минутных значений профиля нагрузки;
прием результатов измерений от АИИС КУЭ «Кузбассэнерго» (Томь-Усинская ГРЭС) в виде XML-макетов;
решение аналитической задачи по замещению отсутствующей (недостоверной) измерительной информации в соответствии с договорными условиями;
автоматизированное формирование сальдо по электропотреблению участников оптового рынка электроэнергии (ОРЭ);
предоставление доступа к отчетным и иным документам в визуальной, печатной и электронной форме;
ведение журналов событий ИИК и ИВК;
формирование архива измеренных величин, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в электронный архив;
формирование архива технической и служебной информации;
организация доступа к коммерческой информации и/или отправка данных другим потребителям коммерческой информации;
синхронизация времени по каждому ИИК и в ИВК;
контроль работоспособности программно-технических средств ИИК и ИВК;
конфигурирование и настройка параметров ИИК и ИВК.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами, при их наличии, 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, 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 ГЛОНАСС/GPS.
Сличение времени часов на уровне ИВК происходит один раз в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении часов на величину более чем ±1 с.
Сличение времени часов счетчика со временем сервера осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера более чем ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
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». 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 |
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 АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Т аблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
№ ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ |
Сервер БД | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
Сечение ООО «М |
ЕЧЕЛ-ЭНЕРГО» («ЦОФ «Сибирь») - ПАО «Кузбассэнергосбыт» | |||||
1 |
ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.30, ф.6 -30 Б |
ТПЛ-10 Ктт = 400/5 КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-6-66 Ктн = 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
HPE ProLiant DL360 Gen10 |
2 |
ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.11, ф.6 -11 К |
ТПЛ-10 Ктт = 150/5 КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НАМИ-10 Ктн = 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | ||
3 |
ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.29, ф.6 -29 П |
ТПОЛ-10 Ктт = 400/5 КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НАМИ-10 Ктн = 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | ||
4 |
ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.23, ф.6 -23 В |
ТПЛ-10 Ктт = 200/5 КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НАМИ-10 Ктн = 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
5 |
РЩ-0,4 кВ, поста ЭЦ Кузнецкпогруз-транс, Ввод 0,4 кВ |
ТТИ-А Ктт = 50/5 КТ 0,5 Рег. № 28139-12 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
6 |
РП-1 0,4 кВ, вагоноопрокида, цех углеприем, Ввод 0,4 кВ |
ТТИ-А Ктт = 200/5 КТ 0,5 Рег. № 28139-12 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
HPE ProLiant DL360 Gen 10 |
7 |
РП №4 автомобильного бокса №3, РЩ 0,4 кВ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 | ||
8 |
РП-2 0,4 кВ, цех погрузки, ввод 0,4 кВ |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 | ||
9 |
ТП Водозабор 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 |
ТТИ-60 Ктт = 600/5 КТ 0,5 Рег. № 28139-12 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | ||
Сечение «МЕЧЕЛ-ЭНЕРГО» (ЦОФ «Сибирь») - АО <« ГРЭС» |
Сузбассэнерго» «Томь-Усинская | |||||
10 |
ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, яч.26, Ввод 6 кВ Т-2-16 |
ТПШЛ-10 Ктт = 2000/5 КТ 0,5 Рег. № 1423-60 |
НТМИ-6-66 Ктн = 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
HPE ProLiant DL360 Gen 10 |
11 |
ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, яч.5, Ввод 6 кВ Т-1-16 |
ТПШЛ-10 Ктт = 2000/5 КТ 0,5 Рег. № 1423-60 |
НАМИ-10 Ктн = 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | ||
12 |
ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, ТСН 0,4 кВ |
ТТИ-А Ктт = 200/5 КТ 0,5 Рег. № 28139-12 |
- |
СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы интервала относительной погрешности ИК (активная энергия) | |||||
основной погрешности (±5), %, при cos ф |
в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при cos ф | ||||||
1,0 |
0,8 |
0,5 |
1,0 |
0,8 |
0,5 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 - 4, 10, 11 |
I5% < 1изм < I20% |
2,2 |
3,4 |
5,7 |
2,3 |
3,5 |
5,8 |
I20% < 1изм < I100% |
1,7 |
2,3 |
3,4 |
1,8 |
2,4 |
3,5 | |
I100% < 1изм < I120% |
1,6 |
2,1 |
2,7 |
1,7 |
2,2 |
2,8 | |
5, 6, 9, 12 |
I5% < 1изм < I20% |
2,2 |
3,3 |
5,6 |
2,3 |
3,4 |
5,7 |
I20% < 1изм < I100% |
1,6 |
2,2 |
3,1 |
1,7 |
2,3 |
3,2 | |
I100% < 1изм < I120% |
1,5 |
1,9 |
2,4 |
1,6 |
2,0 |
2,5 | |
7, 8 |
I50/0 < 1изм < I20% |
2,9 |
3,0 |
3,0 |
3,0 |
3,1 |
3,1 |
120% < 1изм < I100% |
2,8 |
3,0 |
3,0 |
2,9 |
3,1 |
3,1 |
Продолжение таблицы 3
Номер ИК |
Диапазон значений силы тока |
Границы интервала относительной погрешности ИК (реактивная энергия) | |||
основной погрешности (±5), %, при cos ф |
в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при cos ф | ||||
0,8 |
0,5 |
0,8 |
0,5 | ||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
1 - 4, 10, 11 |
15% < 1изм < 120% |
5,4 |
4,1 |
5,6 |
4,3 |
I20% < 1изм < 1100% |
3,8 |
3,3 |
4,0 |
3,5 | |
1100% < 1изм < 1120% |
3,5 |
3,2 |
3,7 |
3,4 | |
5, 6, 9, 12 |
15% < 1изм < 120% |
5,3 |
4,0 |
5,5 |
4,2 |
I20% < 1изм < 1100% |
3,7 |
3,2 |
3,9 |
3,4 | |
1100% < 1изм < 1120% |
3,3 |
3,1 |
3,5 |
3,3 | |
7, 8 |
15% < 1изм < 120% |
4,7 |
4,7 |
4,9 |
4,9 |
I20% < 1изм < 1100% |
5,1 |
5,1 |
5,3 |
5,3 | |
Предел допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ, с |
±5 |
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 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УССВ 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;
4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений;
5 Допускается замена сервера без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО);
6 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений;
7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт храниться совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть;
8 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, активная и реактивная.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
Количество измерительных каналов |
12 |
Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - Частота, Гц - коэффициент мощности tos ф температура окружающей среды, °С: - для счетчиков активной и реактивной энергии |
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 tos ф диапазон рабочих температур окружающей среды, °С: - для трансформаторов тока ТПЛ-10, ТПОЛ-10 - для трансформаторов тока ТТИ - для трансформаторов тока ТПШЛ-10 - для трансформатора напряжения НТМИ -6-66 - для трансформатора напряжения НАМИ-10 - для счетчиков электроэнергии - для УССВ |
от 90 до 110 от 5 до 120 от 49,6 до 50,4 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -60 до +50 от -45 до +50 от -10 до +45 от -60 до +40 от -60 до +55 от -40 до +60 от -10 до +50 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ -4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК.20: - 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 БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - среднее время восстановления работоспособности, ч |
220 000 2 165 000 2 35 000 2 256 554 0,5 |
Глубина хранения информации счетчики электроэнергии СЭТ -4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09, ПСЧ-4ТМ.05МК.20: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее сервер БД: |
45 40 |
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
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 БД;
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
установка пароля на электросчетчиках;
установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
1 |
2 |
3 |
Измерительный трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
6 |
Измерительный трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
2 |
Измерительный трансформатор тока |
ТТИ-А |
9 |
Измерительный трансформатор тока |
ТТИ-60 |
3 |
Измерительный трансформатор тока |
ТПШЛ-10 |
4 |
Измерительный трансформатор напряжения |
НТМИ-6-66 |
1 |
Измерительный трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
1 |
Счетчик активной и реактивной электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
6 |
Счетчик активной и реактивной электрической энергии |
СЭТ-4ТМ.03М.09 |
4 |
Счетчик активной и реактивной электрической энергии |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 |
2 |
Продолжение таблицы 5
1 |
2 |
3 |
УССВ |
УСВ-2 |
1 |
Сервер БД |
HPE ProLiant DL360 Gen10 |
1 |
ПО |
ПК «Энергосфера» |
1 |
Руководство пользователя |
72122884.4252103.028.И3 |
1 |
Паспорт-формуляр |
72122884.4252103.028.ПС |
1 |
Методика поверки |
МП 14-047-2020 |
1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 14-047-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Южный Кузбасс ЦОФ «Сибирь». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Кемеровский ЦСМ» 12.11.2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин Энерготестер ПКЭ-А, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13;
- источник первичный точного времени УКУС-ПИ 02ДМ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 60738-15;
- термогигрометр ИВА-6Н-Д, регистрационный номер в Федеральном
информационном фонде 46434-11.
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) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «Южный Кузбасс ЦОФ «Сибирь», аттестованном ФБУ «Кемеровский ЦСМ», регистрационный номер RA.RU.310473 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии ПАО «Южный Кузбасс ЦОФ «Сибирь»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.