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

Основные
Тип
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