Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Электромашина"
| Номер в ГРСИ РФ: | 81696-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Энергетическая компания "СТИ", г.С.-Петербург |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 81696-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "Электромашина" |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 2 |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Энергетическая компания "СТИ" (ООО "ЭК "СТИ"), г. Санкт-Петербург
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 | 22.12.2024 |
Поверители
Скачать
| 81696-21: Описание типа СИ | Скачать | 427 КБ | |
| 81696-21: Методика поверки МП-322-RA.RU.310556-2020 | Скачать | 2.3 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей;
- подготовка данных в виде электронного документа XML для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики 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 каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «E-ресурс» ES.02».
ИИК ТИ, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчика с привязкой к шкале времени UTC(SU). Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти события, такие как коррекция часов счетчиков, включение и выключение счетчиков, включение и выключение резервного питания счетчиков, открытие и закрытие защитной крышки и другие. События сохраняются в журнале событий также с привязкой к шкале времени UTC(SU).
ИВК выполнен на базе комплекса программно -технического «E-ресурс» ES.02 и включает в себя:
- сервер баз данных;
- автоматизированные рабочие места (АРМ).
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК ТИ и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК ТИ;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на уровень ИИК ТИ;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 и модемов GSM/GPRS для передачи данных от счетчиков до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. ИВК получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от устройства синхронизации времени УСВ-3 (рег. №64242-16). При каждом опросе счетчиков ИВК определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, то формирует команду синхронизации. Счетчики в составе АИИС КУЭ допускают синхронизацию времени не чаще 1 раза в сутки. Журналы событий счетчиков и ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство. Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр.
Программное обеспечение
В ИВК АИИС КУЭ используется программное обеспечение из состава комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02. Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ПО «E-ресурс» ES.02 |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Не ниже 1.0 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
Вычисляется контролирующей утилитой, указывается в формуляре ПТК «E-ресурс» ES.02 |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
контролирующая утилита echeck |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Не присвоен |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
ee52391ad32ba71f32191 bb073829f15 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические
характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5. Таблица 2 - Состав ИК
|
№ ИК |
Наименование ИК |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
ПС 110/10 кВ ЗЭМ, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1 |
ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 2793-71 |
НКФ-110-58 У1 Кл.т. 0,5 Ктн = 110000/^3/ 100/\3 Рег. № 1188-76 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 УСВ-3 рег. №64242-16 |
Окончание таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
2 |
ПС 110/10 кВ ЗЭМ, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2 |
ТГМ Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 59982-15 |
НАМИ Кл.т. 0,5 Ктн = 110000/^3/ 100/\3 Рег. № 77899-20 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 УСВ-3 рег. №64242-16 |
|
3 |
РП-5 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, I СШ 10 кВ, яч. 3 |
ТПЛ-10-M Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 47958-16 |
НТМК-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 355-49 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
|
4 |
ЦРП 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, II СШ 10 кВ, яч. 17 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
|
5 |
ЦРП 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, III СШ 10 кВ, яч. 26 |
ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 1276-59 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 |
ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
|
6 |
КТП-40 10 кВ, СШ 0,4 кВ, яч. 9 |
ТТИ-40 Кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 28139-12 |
Не используется |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
|
8 |
КТП-15 10 кВ, СШ 0,4 кВ, яч. 1 |
Т-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 52667-13 |
Не используется |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.
2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
I2< I изм<1 5 |
I5< I изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
8woa % |
5wор % |
5wоA % |
5wоP % |
5wоA % |
5wоP % |
5wоA % |
5wоP % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1, 2, 3, 4, 5 |
0,50 |
- |
- |
±5,5 |
±3,0 |
±3,0 |
±1,8 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,0 |
±4,6 |
±1,7 |
±2,6 |
±1,4 |
±2,1 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,7 |
±5,6 |
±1,5 |
±3,1 |
±1,2 |
±2,4 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,8 |
- |
±1,2 |
- |
±1,0 |
- | |
Окончание таблицы 3
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
6 |
0,50 |
- |
- |
±5,4 |
±2,9 |
±2,7 |
±1,6 |
±1,9 |
±1,3 |
|
0,80 |
- |
- |
±2,9 |
±4,5 |
±1,5 |
±2,4 |
±1,1 |
±1,8 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,6 |
±5,5 |
±1,3 |
±2,8 |
±1,0 |
±2,1 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,7 |
- |
±1,0 |
- |
±0,8 |
- | |
|
8 |
0,50 |
±4,7 |
±2,6 |
±2,8 |
±2,0 |
±1,9 |
±1,3 |
±1,9 |
±1,3 |
|
0,80 |
±2,6 |
±4,0 |
±1,7 |
±2,7 |
±1,1 |
±1,8 |
±1,1 |
±1,8 | |
|
0,87 |
±2,3 |
±4,9 |
±1,6 |
±3,1 |
±1,0 |
±2,1 |
±1,0 |
±2,1 | |
|
1,00 |
±1,8 |
- |
±1,0 |
- |
±0,8 |
- |
±0,8 |
- |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
I2< 1изм<1 5 |
I5< I изм< 20 |
I20< I изм< 100 |
I100< I изм <I 120 | ||||
|
6wa % |
6wp % |
6wa % |
6wp % |
6wa % |
6wp % |
6wa % |
6wp % | ||
|
1, 2, 3, 4, 5 |
0,50 |
- |
- |
±5,7 |
±4,0 |
±3,3 |
±3,2 |
±2,6 |
±3,1 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,3 |
±5,3 |
±2,2 |
±3,7 |
±1,9 |
±3,4 | |
|
0,87 |
- |
- |
±3,0 |
±6,2 |
±2,0 |
±4,1 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
1,00 |
- |
- |
±2,0 |
- |
±1,4 |
- |
±1,3 |
- | |
|
6 |
0,50 |
- |
- |
±5,5 |
±3,9 |
±3,0 |
±3,1 |
±2,3 |
±3,0 |
|
0,80 |
- |
- |
±3,2 |
±5,2 |
±2,0 |
±3,6 |
±1,8 |
±3,2 | |
|
0,87 |
- |
- |
±2,9 |
±6,1 |
±1,9 |
±3,9 |
±1,7 |
±3,4 | |
|
1,00 |
- |
- |
±1,9 |
- |
±1,3 |
- |
±1,1 |
- | |
|
8 |
0,50 |
±4,9 |
±3,7 |
±3,1 |
±3,3 |
±2,3 |
±3,0 |
±2,3 |
±3,0 |
|
0,80 |
±2,9 |
±4,7 |
±2,2 |
±3,8 |
±1,8 |
±3,2 |
±1,8 |
±3,2 | |
|
0,87 |
±2,7 |
±5,5 |
±2,1 |
±4,1 |
±1,7 |
±3,4 |
±1,7 |
±3,4 | |
|
1,00 |
±2,3 |
- |
±1,3 |
- |
±1,1 |
- |
±1,1 |
- | |
|
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с | |||||||||
|
Примечание: I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I20 — сила тока 20% относительно номинального тока ТТ; I100 — сила тока 100% относительно номинального тока ТТ; I120 — сила тока 120% относительно номинального тока ТТ; 1изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; Swqa - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 6w0P - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; 6wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 6wp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения. | |||||||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
7 |
|
Нормальные условия: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: |
от (2)5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25 |
|
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера |
от (2)5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
|
Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут |
30 |
|
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут |
30 |
|
Формирование XML-файла для передачи внешним системам |
Автоматическое |
|
Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов |
Автоматическое |
|
Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
100 3,5 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС.0315/010215-ТРП-АЭ.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТФЗМ-110Б-1У1 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТТИ-40 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТГМ |
3 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10-M |
2 |
|
Трансформаторы тока |
ТПЛ-10 |
4 |
|
Трансформаторы напряжения |
НАМИ |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
2 |
Окончание таблицы 6
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформаторы напряжения |
НТМК-10 |
1 |
|
Трансформаторы напряжения |
НКФ-110-58 У1 |
3 |
|
Счетчики |
ПСЧ-4ТМ.05М |
5 |
|
Счетчики |
ПСЧ-4ТМ.05М.04 |
1 |
|
Счетчики |
ПСЧ-4ТМ.05МК.04 |
1 |
|
ИВК |
Е-ресурс |
1 |
|
СОЕВ |
УСВ-3 |
1 |
|
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Формуляр |
АИИС.0315/010215-ТРП-АЭ.ФО |
1 |
|
ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Методика поверки |
МП-322-КЛ.Ки.310556-2020 |
1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Смотрите также
