Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Спасскцемент" по ПС "АСБ" 110/35/6 кВ
| Номер в ГРСИ РФ: | 90384-23 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Сибэнергоконтроль", г.Кемерово |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Спасскцемент» по ПС «АСБ» 110/35/6 кВ (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени; сбора, обработки, хранения и передачи полученных результатов измерений коммерческому оператору оптового рынка, системному оператору и смежным субъектам ОРЭ. Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 90384-23 |
| Наименование | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Спасскцемент" по ПС "АСБ" 110/35/6 кВ |
Производитель / Заявитель
Акционерное общество "Сибэнергоконтроль" (АО "Сибэнергоконтроль"), г. Кемерово
Поверка
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Зарегистрировано поверок | 2 |
| Найдено поверителей | 1 |
| Успешных поверок (СИ пригодно) | 2 (100%) |
| Неуспешных поверок (СИ непригодно) | 0 (0%) |
| Актуальность информации | 28.04.2024 |
Поверители
Скачать
| 90384-23: Описание типа | Скачать | 280.9 КБ | |
| 90384-23: Методика поверки | Скачать | 5.2 MБ |
Описание типа
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Спасскцемент» по ПС «АСБ» 110/35/6 кВ (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени; сбора, обработки, хранения и передачи полученных результатов измерений коммерческому оператору оптового рынка, системному оператору и смежным субъектам ОРЭ. Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК) включает в себя:
- для измерительных каналов №№ 1, 3-11, 13, 14 измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи - проводники и приборы, подключенные к измерительным обмоткам ТТ и ТН;
- для измерительных каналов №№ 2, 12, 15 счетчики активной и реактивной электроэнергии;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений (сервер БД) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, устройство синхронизации системного времени (УССВ) с приемником сигналов ГЛОНАСС/GPS, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура), удаленное автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации (ЭСО).
Основными функциями АИИС КУЭ являются:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- один раз в сутки и по запросу сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии со счетчиков (ИИК), с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах электроэнергии и журналов событий в базе данных сервера БД в течение 3,5 лет (для 30 минутных приращений энергии);
- резервирование баз данных на DVD-дисках;
- разграничение доступа посредством паролей к базам данных для разных групп пользователей, и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- конфигурирование параметров и настроек АИИС КУЭ;
- защита от несанкционированного доступа маркированием и пломбированием узлов системы;
- подготовку данных по результатам измерений в XML-формате для их передачи по электронной почте через удаленный АРМ ЭСО в ПАК АО «АТС», ПАО «ДЭК», сетевые организации, филиал АО «СО ЕЭС» Приморское РДУ;
- ведение журнала событий технических и программных средств (счетчики, линии связи, ПО «АльфаЦЕНТР») на сервере БД уровня ИВК и счетчиках;
- ведение системы единого времени.
Принцип действия:
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы (за исключением измерительных каналов №№ 2, 12 и 15), которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии.
Счетчики производят измерения и вычисления полученной активной и реактивной энергии и мощности. Интервал времени усреднения мощности для коммерческого учета установлен равным 30 минут. Счетчики автоматически записывают в память измеренные величины (активной и реактивной энергии), с интервалом усреднения 30 минут, на глубину не менее 45 суток (в соответствии с техническими требованиям АО «АТС» Приложение 11.1). В памяти счетчика хранятся два четырехканальных (актив/реактив, прием/отдача) независимых массива профиля мощности. Основные и вспомогательные величины, выбранные для отображения на жидкокристаллическом индикаторе и их последовательность, определяются при программировании счетчика. Измерительная информация и журналы событий со счетчиков электрической энергии, по проводному каналу на основе стандарта RS-485 (для ИК №№ 1 - 12, 15) и по беспроводному каналу с использованием GSM/GPRS-модема (для ИК № 13, 14) передаются на сервер БД. Вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения ПО «АльфаЦЕНТР» на сервере БД. Просмотр полученной информации об электропотреблении по всем измерительным каналам (ИК) доступен на автоматизированном рабочем месте (АРМ).
С ИВК АИИС КУЭ данные передаются по выделенному каналу сети «Интернет» через удаленный АРМ ЭСО в ПАК АО «АТС», ПАО «ДЭК», сетевые организации, филиал АО «СО ЕЭС» Приморское РДУ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, сервера БД уровня ИВК, УССВ), 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.
На уровне ИВК СОЕВ организована с помощью подключенного к серверу БД УССВ УССВ-2, которое имеет встроенный модуль синхронизации времени, работающей от сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS.
Коррекция часов сервера БД происходит при расхождении часов сервера БД и УССВ-2 более чем на ±2 с (программируемый параметр).
Часы счетчиков ИК синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью не реже 1 раза в сутки, коррекция часов счетчиков ИК проводится при расхождении времени счетчика ИК и времени сервера БД более чем на ±2 с (программируемый параметр).
СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с/сут.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 36. Заводской номер указывается в формуляре-паспорте на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре-паспорте на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (СПО) «АльфаЦЕНТР». 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 - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.
Метрологически значимая часть специализированного ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Наименование ПО |
ПО «АльфаЦЕНТР» |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1 |
|
Цифровой идентификатор ПО |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
|
Номер ИК |
Наименование объекта |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УССВ |
Сервер БД |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч. №29 Ввод от Т-2 (110 кВ) |
ТОЛ 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 47959-11 |
НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Сервер, совместимый с платформой x86-x64 |
|
2 |
ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ТСН-1 |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 46634-11 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
3 |
ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №1 Ввод от Т-1 (35 кВ) |
ТОЛ-НТЗ 600/5, КТ 0,5 Рег. № 69606-17 |
НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Сервер, совместимый с платформой x86-x64 |
|
4 |
ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №32 |
ТОЛ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-07 |
НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | ||
|
5 |
ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №30 |
ТПЛ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | ||
|
6 |
ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №26 |
ТОЛ-10 50/5, КТ 0,5S Рег. № 7069-07 |
НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | ||
|
7 |
ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №11 |
ТПЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 2363-68 |
НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | ||
|
8 |
ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №20 |
ТПЛ-10 50/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 |
НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | ||
|
9 |
ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч. №19 |
ТПЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 2363-68 |
НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | ||
|
10 |
ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч. №12 |
ТОЛ-НТЗ 400/5, КТ 0,5 Рег. № 69606-17 |
НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | ||
|
11 |
ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч. №18 |
ТОЛ-НТЗ 400/5, КТ 0,5 Рег. № 69606-17 |
НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07 |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | ||
|
12 |
ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ТСН-2 |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 46634-11 | ||
|
13 |
ПС «Цемзавод» 35/3 кВ, ГРУ-3 кВ, т.с.ш., яч. №21 |
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
14 |
ПС «Цемзавод» 35/3 кВ, ГРУ-3 кВ, т.с.ш., яч. №25 |
ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 |
НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 831-53 |
СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
Сервер, совместимый с платформой x86-x64 |
|
15 |
ТП-13 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Пан. 5 |
- |
- |
ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 46634-11 | ||
|
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 метрологических характеристик; 2 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа; 3 Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО); 4 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. 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 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Номера ИК |
Вид электроэнергии |
Г раницы основной погрешности, (±6), % |
Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±6), % |
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC (SU), с |
|
1, 3 - 5, 7 - 11, 13, 14 |
Активная Реактивная |
1,7 3,0 |
2,3 3,8 |
±5 |
|
2, 12, 15 |
Активная Реактивная |
2,8 4,6 |
3,0 5,1 | |
|
6 |
Активная Реактивная |
1,6 2,9 |
2,1 3,5 | |
|
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 cоsф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °С | ||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
15 |
|
Нормальные условия: | |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 98 до 102 |
|
- ток, % От Ihom |
от 100 до 120 |
|
- частота, Г ц |
от 49,85 до 50,15 |
|
- коэффициент мощности cоsф |
0,87 |
|
- температура окружающей среды, °С |
от +21 до +25 |
|
Условия эксплуатации: | |
|
- напряжение, % от Uhom |
от 90 до 110 |
|
- ток, % от Ihom |
от 5 до 120 |
|
- частота, Г ц |
от 49,6 до 50,4 |
|
- коэффициент мощности cоsф |
От 0,5 инд. дО 0,8 емк. |
|
- температура окружающей среды для ТТ, °С |
от -45 до +50 |
|
- температура окружающей среды для ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения |
от -45 до +40 |
|
электросчетчиков, °С |
от -45 до +70 |
|
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
|
Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.20: | |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
165000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М.01: |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ УССВ-2: |
2 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
74500 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД: |
1 |
|
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
|
- среднее время восстановления работоспособности, ч |
1 |
|
Глубина хранения информации | |
|
Электросчетчики: | |
|
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
|
не менее |
45 |
|
- при отключении питания, лет, не менее Сервер БД: |
10 |
|
- 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;
коррекции времени в электросчетчике с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- в журнале событий сервера ИВК:
изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и
напряжения;
факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
пропадание питания;
замена счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий» счетчиков электроэнергии.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательных коробок;
УССВ;
сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования электронной подписи);
установка пароля на электросчетчиках;
установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра-паспорта АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
|
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
|
1 |
2 |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ |
3 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-НТЗ |
6 |
|
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
4 |
|
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
4 |
|
Трансформатор напряжения |
НАМИТ-10-2 |
2 |
|
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.20 |
13 |
|
Счетчик электрической энергии многофункциональный |
СЭТ-4ТМ.03М.01 |
2 |
|
У стройство синхронизации системного времени |
УССВ-2 |
1 |
Продолжение таблицы 5
|
1 |
2 |
3 |
|
Сервер БД |
Сервер, совместимый с платформой x86-x64 |
1 |
|
Формуляр-паспорт |
06.2023.050-АУ.ФО-ПС |
1 |
|
Руководство по эксплуатации |
06.2023.050-АУ.РЭ |
1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Спасскцемент» по ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, аттестованном ФБУ «Кузбасский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310473.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
Смотрите также
