Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Русско-Полянская СЭС
| Номер в ГРСИ РФ: | 84304-21 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | АО "РЭС Групп", г.Владимир |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Русско-Полянская СЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 84304-21 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Русско-Полянская СЭС |
| Страна-производитель | РОССИЯ |
| Срок свидетельства (Или заводской номер) | 934 |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "РЭС Групп" (АО "РЭС Групп"), г. Владимир
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
| 84304-21: Описание типа СИ | Скачать | 388 КБ | |
| 84304-21: Методика поверки | Скачать | 12 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Русско-Полянская СЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения, состоящую из 6 измерительных каналов (далее по тексту - ИК).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее по тексту - БД) с установленным серверным программным обеспечением на базе закрытой облачной системы, устройство синхронизации системного времени (далее по тексту - УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений Коммерческому оператору торговой системы оптового рынка электроэнергии и мощности и в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передачу журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электрической энергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера ИВК, где производится сбор и хранение результатов измерений.
Сервер автоматически проводит сбор результатов измерений и состояний средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
На верхнем втором уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Один раз в сутки сервер ИВК автоматически формирует файл c результатами измерений в XML-формате и передает его средствами электронной почты во внешние организации. Передача файла с результатами измерений в XML-формате, подписанного электронной подписью субъекта оптового рынка, в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» производится с автоматизированного рабочего места субъекта оптового рынка. Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ), включающей в себя источнике сигналов эталонного времени на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УССВ типа УСВ-3, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде №64242-16, а также часы сервера БД и счетчиков. УССВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU). Сравнение показаний часов сервера БД с УССВ осуществляется не реже одного раза в час. Корректировка часов сервера БД производится независимо от величины расхождений. Сравнение времени часов счетчиков с часами сервера БД происходит не реже одного раза в сутки, корректировка времени часов счетчиков происходит при расхождении со временем часов сервера БД более ±1 с.
Журналы событий сервера БД и счетчиков отражают факты событий коррекции шкалы времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции шкалы времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входят ПО счетчиков, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «Энергосфера». Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
не ниже 1.1.1.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
|
Т |
"аблица 2 - Состав И |
К АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики | ||||||
|
Номер ИК |
Наименование ИК |
Измерительные компоненты |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
|
ТТ |
ТН |
Счётчик |
УССВ |
Основная погрешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
Русско-Полянская СЭС, РУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, Яч.104 |
ТЛО-35 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 36291-11 |
НАЛИ-НТЗ-35 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 70747-18 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
УСВ-3 Рег. № 6424216 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 |
|
2 |
Русско-Полянская СЭС, РУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, Яч.103 |
ТЛО-35 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 36291-11 |
НАЛИ-НТЗ-35 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 70747-18 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
|
3 |
Русско-Полянская СЭС, РУ-35 кВ, 1 СШ 35 кВ, Яч.102 |
ТЛО-35 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 36291-11 |
НАЛИ-НТЗ-35 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 70747-18 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
|
4 |
Русско-Полянская СЭС, РУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, Яч.202 |
ТЛО-35 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 36291-11 |
НАЛИ-НТЗ-35 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 70747-18 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
|
5 |
Русско-Полянская СЭС, РУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, Яч.203 |
ТЛО-35 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 36291-11 |
НАЛИ-НТЗ-35 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 70747-18 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 | |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
6 |
Русско-Полянская СЭС, РУ-35 кВ, 2 СШ 35 кВ, Яч.204 |
ТЛО-35 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 36291-11 |
НАЛИ-НТЗ-35 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 70747-18 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная |
±1,1 ±2,6 |
±2,8 ±5,3 |
|
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с |
±5 | |||||||
|
Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8инд, 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 °C до +60 °C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. 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 2 метрологических характеристик. 6. Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа. 7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
6 |
|
Нормальные условия: | |
|
параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
99 до 101 |
|
- ток, % от 1ном |
100 до 120 |
|
- частота, Гц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cos9 |
0,9 |
|
- температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
параметры сети: | |
|
- напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от 1ном |
от 2 до 120 |
|
- коэффициент мощности |
от 0,5 инд. до 1 |
|
- частота, Гц |
от 49,5 до 50,5 |
|
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения |
от -45 до +40 |
|
счетчиков электроэнергии, оС: |
от -40 до +60 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения УССВ, оС |
от -50 до +70 |
|
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС |
от +10 до +30 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
Счетчики электроэнергии: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ: |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
45000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации | |
|
Счетчики электроэнергии: | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее |
114 |
|
- при отключении питания, лет, не менее Сервер: |
40 |
|
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД 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.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) 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 сервера:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени;
- замена счетчика;
- полученные «Журналы событий» ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Лист № 8
Всего листов 10
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
аблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество |
|
Трансформаторы тока |
ТЛО-35 |
18 шт. |
|
Трансформаторы напряжения |
НАЛИ-НТЗ-35 |
2 шт. |
|
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
6 шт. |
|
Устройство синхронизации времени |
УСВ-3 |
1 шт. |
|
Программное обеспечение |
«Энергосфера» |
1 шт. |
|
Паспорт-формуляр |
РЭСС.411711.АИИС.934 ПФ |
1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Русско-Полянская СЭС, аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 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
