Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Энергия" Нет данных. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Энергия" Нет данных

Основные
Тип Нет данных
Год регистрации 2008
Дата протокола 13 от 11.12.08 п.29
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 33557
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Энергия» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также автоматизированного сбора, хранения, обработки и отражения полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональною, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

выполнение измерений интегрированных активной и реактивной мощности;

периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

передача в заинтересованные организации результатов измерений;

предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений со стороны сервера заинтересованной организации к информационно-вычислительному комплексу (далее - ИВК);

обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень (ИИК) - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (TH) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 и микропроцессорные счётчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S и 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии, 0,5 и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1 (8 точек измерений).

2-й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ОАО «Энергия», устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) "Сигма".

Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем:

Данные от первичных преобразователей электроэнергии (трансформаторов тока и напряжения) попадают на счетчики электрической энергии.

Счетчики электрической энергии - измерительные приборы, построенные по принципу цифровой обработки аналоговых сигналов. Управление процессом измерения и всеми функциональными узлами счетчика осуществляется высокопроизводительным микроконтроллером (МК), который реализует алгоритмы в соответствии со специализированной программой, заложенной в его внутреннюю память программ. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). Управление узлами производится через аппаратно-программные интерфейсы, реализованные на портах ввода/вывода МК. Микроконтроллер по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление средних за период сети значений частоты, напряжения, тока активной и полной мощности.

Счетчики передают информацию по средствам модемов сотовой связи непосредственно на ИВК.

Собранная информация поступает в базу данных ИВК, где осуществляется ее хранение, обработка и предоставление на АРМы по локальной сети предприятия, а также дальнейшая ретрансляция по существующим каналам связи в заинтересованные организации.

Система обеспечения единого времени выполняет функцию синхронизации хода внутренних часов элементов системы на всех уровнях АИИС КУЭ, с обеспечением перехода на "Зимнее" и "Летнее" время и работает по часовому поясу г. Москва. Данная функция является централизованной. Корректировка времени на уровнях ИВК и ИИК АИИС КУЭ осуществляется последовательно.

На уровне ИВК ОАО «Энергия» установлено устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приёмника УСВ-1. Настройка системного времени данных ИВК ОАО «Энергия» выполняется непосредственно от устройства синхронизации времени с помощью программного обеспечения входящего в его комплект поставки, не реже одного раза в сутки, а также автоматически при обнаружении рассогласования времени УСВ-1 и сервера более чем на ± 1 с.

Корректировка хода внутренних часов счетчиков электрической энергии (ИИК), входящих в состав АИИС КУЭ, осуществляется во время одного из сеансов связи от ИВК ОАО «Энергия» не реже 1 раза в сутки. Коррекция выполняется принудительно со стороны ИВК, и реализуется программным модулем заводского ПО в счетчике. Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.

Технические характеристики

Перечень ИК, входящих в состав АИИС КУЭ, с указанием измеряемой величины, диспетчерские наименования присоединений (точки измерений), типы и метрологические характеристики средств измерений (далее - СИ) представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Перечень и состав ИК, входящих в АИИС КУЭ

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

TH

Счетчик

П/ст 1

10/10 кВ «Промбаза-1»

1

Ввод 1 яч. 3

ТПК-10

1000/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 00300

Зав. № 00303

НАМИ-10-У2 10000/100 Кл.т 0,5 Зав. № 68669

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2s/0,5

Зав. № 0110064059

2

Ввод 2 яч. 14

ТПК-10

1000/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 00267

Зав. № 00266

НАМИ-10-У2 10000/100 Кл. т 0,5 Зав. № 68668

СЭТ-4ТМ.03

Кл.т. 0,2s/0,5

Зав. № 0110065204

Активная реактивная

3

ТСН-1

Т-0,66

200/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 060173

Зав. № 060172

СЭТ-4ТМ.03.09

Кл.т. 0,5s/l,0

Зав. № 0106080141

4

ТСН-2

Т-0,66

200/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 060420

Зав. № 060421

СЭТ-4ТМ.03.09

Кл.т. 0,5s/l,0

Зав. № 0106080072

п/ст :

10/10 кВ «Промбаза-2»

5

Ввод 1 яч. 3

ТПК-10

1500/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 00301

Зав. № 00318

НАМИТ-10-2 10000/100 Кл.т 0,5 Зав. № 1813

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5s/l,0

Зав. № 0112060225

6

Ввод 2 яч. 6

ТПК-10

1500/5

Кл.т. 0,5

Зав. № 00295

Зав. № 00296

НАМИТ-10-2 10000/100 Кл. т 0,5 Зав. № 1812

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5s/l,0 Зав. №0112061031

Активная реактивная

7

ТСН-1

Т-0,66

200/5

Кл.т. 0,5 Зав. № 060171 Зав. № 060116

СЭТ-4ТМ.03.09

Кл.т. 0,5s/l,0 Зав. № 0106080044

П/ст «РП-1»

8

МУП «ВГЭС» яч. 15

ТПЛ -10 200/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 29 Зав. № 33

НАМИ-10-95 10000/100 Кл. т 0,5 Зав. № 4524

СЭТ-4ТМ.03.01

Кл.т. 0,5s/l,0

Зав. № 0112061087

Активная реактивная

Примечания:

Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1.

Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-ИИК:

- электросчётчика СЭТ-4ТМ (параметры надежности Т = 90000 час tB = 24 часа);

-ИВК:

- сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tB = 1 час);

Надежность системных решений:

- резервирование информации:

- наличие резервных баз данных;

- наличие перезагрузки и средств контроля зависания;

- диагностика:

- в журналах событий фиксируются факты:

-журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- мониторинг состояния АНИС КУЭ:

- удаленный доступ:

- возможность съема информации со счетчика автономным способом;

- визуальный контроль информации на счетчике.

Организационные решения:

- наличие эксплуатационной документации.

Защищённость применяемых компонентов:

- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-ИИК:

- электросчётчика;

- вторичных цепей:

- испытательных коробок;

-ИВК:

- сервера;

- наличие защиты на программном уровне:

- при параметрировании:

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер;

- установка пароля на конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ.

Возможность проведения измерений следующих величин:

- приращение активной электроэнергии (функция автоматическая);

- приращение реактивной электроэнергии (функция автоматическая);

- время и интервалы времени (функция автоматическая);

- среднеинтервальная активная и реактивная мощности (функция автоматическая).

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматическая);

- ИВК (функция автоматическая).

Возможность сбора информации:

- результатов измерения (функция автоматическая).

Цикличность:

- измерений:

- 30 минутные приращения (функция автоматическая);

- сбора:

- 1 раз в сутки (функция автоматическая).

Возможность предоставления информации (функция автоматизирована) в заинтересованные и энергоснабжающую организации:

о результатах измерения.

Глубина хранения информации (профиля):

- электросчетчик имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая):

- для СЭТ-4ТМ на глубину не менее 110 суток;

- ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматическая).

Синхронизация времени производится от ИВК ОАО «Энергия» при помощи устройства синхронизации времени УСВ-1 во время одного из сеансов связи (функция автоматическая):

- корректировка времени в момент синхронизации осуществляется сервером АИИС КУЭ автоматически при обнаружении рассогласования времени УСВ-1 и сервера более чем на ± 1 с.

- разность показаний часов всех компонентов системы составляет не более ± 5 с.

Приписанные значения характеристик погрешности измерений ИК в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов

Таблица 2

Номера каналов

Активная электроэнергия и мощность

Кл. т тт

Кл. т TH

Кл. т счетчика

Знач. coscp/sincp

82 %р, [ %] для диапазона Wp2% ^WpB3M <Wp5 %

85 %р, I %] для диапазона Wpj %£WpB3M <Wp20 %

820 %р, [ %] для диапазона Wp20 WpB3M < WpiQO %

8100 %Рэ [ %] для диапазона Wpioo %^WPB3M < Wpi20%

1,2

0,5

0,5

0,2S

1,0/0,0

Не нормируется

±1,9

±1,3

±1,1

0,87/0,5

Не нормируется

±2,6

±1,6

±1,3

0,8/0,6

Не нормируется

±3,0

±1,8

±1,4

0,6/0,8

Не нормируется

±4,4

±2,5

±1,9

0,5/0,87

Не нормируется

±5,5

±3,1

±2,4

5,6,8

0,5

0,5

0,5S

1,0/0,0

Не нормируется

±2,2

±1,7

±1,6

0,87/0,5

Не нормируется

±2,8

±1,9

±1,7

0,8/0,6

Не нормируется

±3,2

±2,1

±1,9

0,6/0,8

Не нормируется

±4,7

±2,8

±2,4

0,5/0,87

Не нормируется

±5,7

±3,3

±2,7

3,4,7

0,5

-

0,5S

1,0/0,0

Не нормируется

±2,1

±1,6

±1,5

0,87/0,5

Не нормируется

±2,7

±1,8

±1,6

0,8/0,6

Не нормируется

±3,1

±2,0

±1,7

0,6/0,8

Не нормируется

±4,6

±2,6

±2,1

0,5/0,87

Не нормируется

±5,5

±3,1

±2,4

Номера каналов

Реактивная электроэнергия и мощность

Кл. т ТТ

Кл. т TH

Кл. т счетчика

Знач. sin<p/cos<p

$2 %Q, [ %] для диапазона W Q2% ^Wq„3m <Wqs %

85 % Q, [ %] для диапазона W Q5 %^W QB3M

820 % Q» [ %] для диапазона W Q20 Wqb3m< W Q100 %

8100 % Q> [ %] для диапазона W Q100     QB

3m< w Q120 %

1,2

0,5

0,5

0,5

1,0/0,0

Не нормируется

±2,2

±1,5

±1,3

0,87/0,5

Не нормируется

±3,0

±1,8

±1,6

0,8/0,6

Не нормируется

±3,3

±1,9

±1,7

0,6/0,8

Не нормируется

±4,6

±2,6

±2,2

0,5/0,87

Не нормируется

±5,7

±3,2

±2,5

5,6,8

0,5

0,5

1,0

1,0/0,0

Не нормируется

±2,9

±2,0

±1,9

0,87/0,5

Не нормируется

±3,4

±2,3

±2,1

0,8/0,6

Не нормируется

±3,8

±2,4

±2,1

0,6/0,8

Не нормируется

±5,1

±3,0

±2,5

0,5/0,87

Не нормируется

±6,2

±3,5

±2,8

3,4,7

0,5

-

1,0

1,0/0,0

Не нормируется

±2,8

±1,9

±1,8

0,87/0,5

Не нормируется

±3,4

±2,1

±1,9

0,8/0,6

Не нормируется

±3,7

±2,3

±2,0

0,6/0,8

Не нормируется

±5,0

±2,8

±2,2

0,5/0,87

Не нормируется

±6,0

±3,3

±2,5

Примечание:

1. В таблице 2 приняты следующие обозначения:

Wp2 %(Wq2 %) - значение активной (реактивной) электроэнергии при 2%-ной нагрузке (минимальная нагрузка),

WPS %(WqS «/J - значение активной (реактивной) электроэнергии при 5 %-ной нагрузке,

WP20 % (Wq2o %) - значение активной (реактивной) электроэнергии при 20 %-ной нагрузке,

Wpioo%(Wqioo'%) - значение активной (реактивной) электроэнергии при 100 %-ной нагрузке (номинальная нагрузка)

Wpi2o%(Wqi2o%) - значение активной (реактивной) электроэнергии при 120 %-ной нагрузке (максимальная нагрузка).

2. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая). В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 ч-1,02) Uhom; ток (1 ч-1,2) Ihom, coscp = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ±5) %?.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 ч-1,1) Ином; ток (0,05ч-1,2) !ном;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 20 до +35 °C, для счетчиков от + 5 до + 35 °C, для сервера от + 10 до +40 °C.

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Энергия».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Энергия» определена в проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и комплектующие элементы.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Методика поверки измерительных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Энергия», согласованной с ФГУ «Ростовский ЦСМ» в октябре 2008 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- измерительные трансформаторы напряжения - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- измерительных трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003;

- счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки, изложенной в приложении к ИЛГШ.411152.142РЭ

- устройство синхронизации времени УСВ-1 - по методике поверки ВЛСТ 221.00.000МП.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».

ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (класс точности 0,2 S и 0,5 S)».

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».

Техническая документация на систему автоматизированную информационноизмерительную для коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Энергия».

Заключение

Тип система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Энергия» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.

Развернуть полное описание