Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Находкинский МТП" в части ПС Порт ЗРУ-6 кВ на базе ячеек Эталон
| Номер в ГРСИ РФ: | 90309-23 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Таврида Электрик МСК", г. Москва |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Находкинский МТП» в части ПС Порт ЗРУ-6 кВ на базе ячеек Эталон (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 | 90309-23 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Находкинский МТП" в части ПС Порт ЗРУ-6 кВ на базе ячеек Эталон |
Производитель / Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью "Таврида Электрик МСК" (ООО "Таврида Электрик МСК"), г. Москва
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
| 90309-23: Описание типа | Скачать | 136.8 КБ | |
| 90309-23: Методика поверки | Скачать | 2.7 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Находкинский МТП» в части ПС Порт ЗРУ-6 кВ на базе ячеек Эталон (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 состоит из двух уровней:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные датчики тока и напряжения комбинированные (КДТН), модули управления выключателем с функциями РЗА и счётчика электроэнергии (далее - модули);
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», а также устройства синхронизации системного времени. ИВК входит в состав Центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (ПАО «ДЭК»). К серверу ИВК ПАО «ДЭК» подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (АРМ) персонала.
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными КДТН в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей поступают на соответствующие входы модуля. В модуле мгновенные значения аналоговых сигналов с КДТН преобразуются в цифровой код по запрограммированным коэффициентам датчика напряжения и датчика тока КДТН. В микропроцессоре модуля вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности и энергии. Измерительная информация на выходе счетчика с учетом коэффициентов датчика напряжения и датчика тока КДТН:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 минут;
- средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.
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 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;
- формирование отчетных документов;
- сбор и хранение журналов событий модулей;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере ИВК с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий;
- дистанционный доступ к компонентам АИИС КУЭ.
Один раз в сутки ИВК ПАО «ДЭК» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи ПО «АльфаЦЕНТР», в формате XML, и автоматически передает его в АО «СО ЕЭС», в организации - участники оптового рынка и в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) АО «АТС».
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством GSM-модемов и сети стандарта GSM для передачи данных от модулей до сервера ИВК;
- посредством GSM-модемов и сети стандарта GSM для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы.
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя устройство синхронизации системного времени УССВ-2, часы сервера ИВК и модулей. Синхронизация времени часов сервера ИВК ПАО «ДЭК» выполняется 6 раз в сутки (каждые 4 часа) в соответствии с метками времени, полученными от УССВ по запросу сервера ИВК, при расхождении времени более чем на ±1 с. Часы модулей синхронизируются от часов сервера ИВК раз в сутки, коррекция часов модулей проводится при расхождении часов модуля и сервера ИВК более чем на ±2 с (программируемый параметр).
Журналы событий модуля и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 1 наносится типографским способом в формуляр и на информационную табличку корпуса сервера ИВК методом шелкографии.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». 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. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование программного обеспечения |
ac_metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
не ниже 15.07.07 |
|
Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
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 |
Датчики тока |
Датчики напряжения |
Модули с функциями счетчика электроэнергии |
ИВК |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1 |
Ввод-2, ЗРУ-6 кВ, 2СШ |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 S Iном1 = 50 А кПРном = 20 Рег. № 72776-18 |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 Uном1=6/^3 кВ Рег. № 72776-18 |
CM_15_5 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 7313718 |
Сервер HP ProLiant DL380e Gen8; Сервер HP ProLiant DL 320e Gen8; УССВ-2 Рег № 54074-13 |
|
2 |
ЗРУ-6 кВ, 2СШ, Ф-14 КТПН 15 ООО «ТЭСК» |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 S Iном1 = 50 А кПРном = 20 Рег. № 72776-18 |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 Uном1=6/^3 кВ Рег. № 72776-18 |
CM_15_5 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 7313718 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
3 |
ЗРУ-6 кВ, 2СШ, Ф-13 ТП-79 ООО «ТЭСК» |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 S Iном1 = 50 А кПРном = 20 Рег. № 72776-18 |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 Uном1=6/^3 кВ Рег. № 72776-18 |
CM_15_5 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 73137-18 |
Сервер HP ProLiant DL380e Gen8 Сервер HP ProLiant DL 320e Gen8 УССВ-2 Рег № 5407413 |
|
4 |
ЗРУ-6 кВ, 2СШ, Ф-12 РП-6 Порт |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 S Iном1 = 50 А кПРном = 20 Рег. № 72776-18 |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 Uном1=6/^3 кВ Рег. № 72776-18 |
CM_15_5 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 73137-18 | |
|
5 |
ЗРУ-6 кВ, 2СШ, Ф-11 РТП-1н Порт |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 S Iном1 = 50 А кПРном = 20 Рег. № 72776-18 |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 Uном1=6/^3 кВ Рег. № 72776-18 |
CM_15_5 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 73137-18 | |
|
6 |
ТСН-2, ЗРУ-6 кВ, 2СШ |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 S Iном1 = 50 А кПРном = 20 Рег. № 72776-18 |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 Uном1=6/^3 кВ Рег. № 72776-18 |
CM_15_5 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 73137-18 | |
|
7 |
Ввод-1, ЗРУ-6 кВ, 1СШ |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 S Iном1 = 50 А кПРном = 20 Рег. № 72776-18 |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 Uном1=6/^3 кВ Рег. № 72776-18 |
CM_15_5 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 73137-18 | |
|
8 |
ЗРУ-6 кВ, 1СШ, Ф-5 РП-6 Порт |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 S Iном1 = 50 А кПРном = 20 Рег. № 72776-18 |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 Uном1=6/^3 кВ Рег. № 72776-18 |
CM_15_5 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 73137-18 | |
|
9 |
ЗРУ-6 кВ, 1СШ, Ф-4 РТП-1н Порт |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 S Iном1 = 50 А кПРном = 20 Рег. № 72776-18 |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 Uном1=6/^3 кВ Рег. № 72776-18 |
CM_15_5 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 7313718 | |
|
10 |
ЗРУ-6 кВ, 1СШ, Ф-3 Тобольская сопка КТПН161 |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 S Iном1 = 50 А кПРном = 20 Рег. № 72776-18 |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 Uном1=6/^3 кВ Рег. № 72776-18 |
CM_15_5 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 7313718 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
11 |
ТСН-1, ЗРУ-6 кВ, 1СШ |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 S Iном1 = 50 А кПРном = 20 Рег. № 72776-18 |
VCS_SMART_1 Кл. т. 0,5 Uном1=6/^3 кВ Рег. № 72776-18 |
CM_15_5 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 7313718 |
Сервер HP ProLiant DL380e Gen8; Сервер HP ProLiant DL 320e Gen8; УССВ-2 Рег № 5407413 |
|
Примечания: 1. Допускается замена КДТН и модулей 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. 2. 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. | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
I2< 1изм<1 5 |
I5< I изм<1 20 |
I20< I изм<1 100 |
I100< I изм < Imax | ||||
|
5weA % |
OW.P % |
5weA % |
OW.P % |
5weA % |
5weP % |
5weA % |
SweP % | ||
|
1 - 11 |
0,50 |
±4,9 |
±2,7 |
±3,1 |
±2,1 |
±2,3 |
±1,5 |
±2,3 |
±1,5 |
|
0,80 |
±2,7 |
±4,1 |
±1,9 |
±2,9 |
±1,4 |
±2,1 |
±1,4 |
±2,1 | |
|
0,87 |
±2,4 |
±5,0 |
±1,8 |
±3,3 |
±1,2 |
±2,4 |
±1,2 |
±2,4 | |
|
1,00 |
±1,9 |
- |
±1,2 |
- |
±1,0 |
- |
±1,0 |
- | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
|
ИК №№ |
cos ф |
I2< Ьзм< 5 |
I5< Ьзм< 20 |
I20< I изм< 100 |
I100< I изм < Imax | ||||
|
SwA % |
SwP % |
SwA % |
SwP % |
SwA % |
SwP % |
SwA % |
SwP % | ||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 - 11 |
0,50 |
±5,1 |
±3,7 |
±3,4 |
±3,4 |
±2,6 |
±3,1 |
±2,6 |
±3,1 |
|
0,80 |
±3,0 |
±4,9 |
±2,3 |
±3,9 |
±1,9 |
±3,4 |
±1,9 |
±3,4 | |
|
0,87 |
±2,8 |
±5,6 |
±2,2 |
±4,3 |
±1,8 |
±3,6 |
±1,8 |
±3,6 | |
|
1,00 |
±2,3 |
- |
±1,4 |
- |
±1,3 |
- |
±1,3 |
- | |
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Примечание к таблицам 3 и 4:
I2 - сила тока 2% относительно номинального тока КДТТ;
I5 - сила тока 5% относительно номинального тока КДТТ;
I20 - сила тока 20% относительно номинального тока КДТТ;
I100 - сила тока 100% относительно номинального тока КДТТ;
Imax — сила тока 1ном ■kпрном;
1изм - силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
3w()A - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
3wgP - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
3wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 3wp - 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 |
|
1 |
2 |
|
Количество измерительных каналов |
11 |
|
Нормальные условия: - ток - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: |
от 0,02- 1ном до 1ном kПРном от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. от +21 до +25 |
|
Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - сила тока - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для КДТН - для модулей СМ_15 - для сервера |
от 0,02- 1ном до 1ном kПРном от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Модули СМ_15: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее Сервер: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
125000 40000 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
|
Глубина хранения информации Модули СМ_15: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
45 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервный сервер с установленным специализированным ПО;
- резервирование каналов связи между уровнями ИИК и ИВК и между ИВК и внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Ведение журналов событий:
- модуля, с фиксированием событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени.
- ИВК, с фиксированием событий:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- модуля;
- сервера ИВК;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на модуль;
- установка пароля на сервер ИВК.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист формуляра MSK27190131-АИИСКУЭ.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Находкинский МТП» в части ПС Порт ЗРУ-6 кВ на базе ячеек Эталон. Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт. |
|
Датчики тока и напряжения комбинированные |
VCS_Smart_2 |
11 |
|
Модули с функциями счетчика электроэнергии |
CM_15_5 |
11 |
|
ПО ИВК |
АльфаЦЕНТР |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant DL380e Gen8 |
1 |
|
Сервер |
HP ProLiant DL 320e Gen8 |
1 |
|
СОЕВ |
УССВ-2 |
1 |
|
Формуляр |
MSK27190131 -АИИСКУЭ.ФО |
1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Находкинский МТП» в части ПС Порт ЗРУ-6 кВ на базе ячеек Эталон. Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311735.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 22261-94 Межгосударственный стандарт. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
