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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Нижноватомэнергосбыт" для электроснабжения ЗАО "Картонтара"

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 01д от 18.03.10 п.297
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 39504
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 (АИИС КУЭ) ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара» (в дальнейшем - 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.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

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), устройству сбора и передачи данных (далее - УСПД);

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

диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;

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

Описание

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

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; счётчики типа EA05RAL-B-3 и EAO5RL-B-3 класса точности 0,5S по ГОСТ 30206-94 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1.

2-й уровень (ИВКЭ) - УСПД типа «RTU-325».

3-й уровень (ИВК) - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, коммуникационный сервер опроса и сервер баз данных Краснодарского филиала ОАО «Нижноватомэнергосбыт», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и соответствующее программное обеспечение (ПО).

Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем.

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Принцип действия счетчика основан на измерении мгновенных значений входных сигналов тока и напряжения шестиканальным аналого-цифровым преобразователем (АЦП), с последующим вычислением среднеквадратических значений токов и напряжений, активной, реактивной и полной мощности и энергии, углов сдвига фазы и частоты цифровым сигнальным процессором. Счетчик также имеет в своем составе микроконтроллер, энергонезависимую память данных и встроенные часы реального времени, позволяющие вести учет активной и реактивной энергии по тарифным зонам суток.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по выделенным линиям связи, с помощью факсмодемов, поступает на входы УСПД (ИВКЭ), где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача данных при помощи основного канала связи на верхний уровень системы ИВК.

Основным каналом связи является телефонная сеть общего пользования (ТфСОП), данные передаются при помощи факс-модемов.

На верхнем уровне АИИС КУЭ (ИВК) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Сервер баз данных ИВК передает данные в другие заинтересованные организации. Для передачи данных в качестве канала связи используется выделенный канал связи до сети провайдера Интернет.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя два устройства синхронизации системного времени (УССВ) на базе GPS-приемника, работающие независимо друг от друга, встроенные часы реального времени сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Система обеспечения единого времени (СОЕВ) 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, ИВКЭ, ИИК АИИС КУЭ осуществляется последовательно, начиная с верхних уровней.

Коррекция времени в УСПД производится автоматически по сигналам УССВ уровня ИВКЭ один раз в час при условии превышения допустимого значения рассогласования. Допустимое время рассогласования составляет ± 2 с. УССВ уровня ИВК ежесекундно сличается со временем сервера (ИВК) и осуществляет коррекцию времени сервера АИИС КУЭ при достижении допустимого значения рассогласования, равного ± 10 мс. Сличение времени счетчиков по времени УСПД осуществляется каждые тридцать минут. Коррекция времени в счетчиках Евро Альфа производится автоматически при условии превышения допустимого значения рассогласования, равного ± 2 с.

Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Состав измерительных каналов

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

ВЛ-35 кВ "МайГЭС" -ПС 35/6 кВ "Южная", Т-2

ТПОЛ-10 УЗ 1000/5 КТ 0,5 ф.А №7303 ф.С №7405

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 №2803

EA05RAL-B-3

KT0,5S/l,0 №01089800

RTU-325 №000903

Активная, реактивная

± 1,1

±2,7

±3,2

±5,1

2

ВЛ-35 кВ "Северная" -ПС 35/6 кВ "Южная", Т-1

ТПОЛ-Ю УЗ 1000/5 КТ 0,5 ф.А №5489 ф.С №5385

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 №6342

EA05RAL-B-3

KT0,5S/l,0 №01089807

3

ПС 35/6 кВ "Южная"; РУ-6 кВ, ф. Кирпичный завод

ТПЛМ-10 300/5 КТ 0,5 ф.А №07972 ф.С №06787

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 №2803

EA05RL-B-3 КТ 0,5S/l,0 №01096012

4

КЛ-6 кВ, ф. "Дубзавод", РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная"

ТПЛ-10 400/5 КТ 0,5 ф.А №23485 ф.С №22370

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 №2803

EA05RL-B-3

KT0,5S/l,0 №01096044

5

КЛ-6 кВ, ф. "КЭЧ-1", РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная"

ТПЛ-10 300/5 КТ 0,5 ф.А №63066 ф.С №61531

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 №2803

EA05RL-B-3 KT0,5S/l,0 №01096043

6

КЛ-6 кВ, ф. "ТГ-6-1", РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная"

ТПЛ-10 200/5 КТ 0,5 ф.А №11561 ф.С №2972

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 №2803

EA05RL-B-3

KT0,5S/l,0 №01096038

Номер точки измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

тт

TH

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

7

КЛ-6 кВ, ф. "Военный городок", РУ-6 кВ; ПС 35/6 кВ "Южная"

ТПЛ-10 400/5 КТ 0,5 ф.А №22962 ф.С №36369

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 №6342

EA05RL-B-3

KT0,5S/l,0 №01096105

RTU-325 №000903

Активная, реактивная

± 1,1

±2,7

±3,2

±5,1

8

КЛ-6 кВ, ф пТГ.г<5 ру.6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная"

ТПЛ-10 200/5 КТ 0,5 ф.А №16160 ф.С №16336

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 №6342

EA05RL-B-3 KT0,5S/l,0 №01096083

9

КЛ-6 кВ, ф. "КЭЧ-2", РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная"

ТПЛ-10 300/5 КТ 0,5 ф.А №62851 ф.С №62893

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 №6342

EA05RL-B-3

KT0,5S/l,0 №01096024

10

КЛ-6 кВ, ф. "АТС", РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная"

ТПЛМ-10 150/5

КТ 0,5 ф.А №69731 ф.С №66921

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 №6342

EA05RL-B-3

KT0,5S/l,0 №01096058

11

КЛ-6 кВ, ф. "ТГ-6-2", РУ-6 кВ ПС 35/6 кВ "Южная"

ТПЛ-10 200/5 КТ 0,5 ф.А №3205 ф.С №9166

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5 №6342

EA05RL-B-3 KT 0,5S/l,0 №01096063

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98 4- 1,02) UH0M; ток (1 4- 1,2) 1ном, частота (95 4- 105)fHOM; coscp = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 4- 1,1) ином; ток (0,054- 1,2) 1ном;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °C, для счетчиков типа ЕвроАльфа от минус 40 до +70 °C, для сервера от + 10 до +40 °C; для УСПД от минус 0 до +75°С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для coscp = 0,8 инд; температура окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от + 10 до + 30°С.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1.

Надежность применяемых в системе компонентов:

электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности (te) не более 2 ч;

- сервер - коэффициент готовности не менее 0,99, среднее время восстановления работоспособности 24 ч;

- коммуникационный сервер опроса - коэффициент готовности не менее 0,99, среднее время восстановления работоспособности 24 ч.

Надежность системных решений:

- резервирование питания:

- УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- диагностика:

- в журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в УСПД;

- мониторинг состояния АИИС 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:

- промклеммников;

- ИВКЭ:

-УСПД;

- ИВК:

- сервера БД;

- коммуникационного сервера опроса;

- наличие защиты на программном уровне:

- информации;

- использование электронной цифровой подписи при передаче результатов измерений;

- при параметрировании:

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервера;

- 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).

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматическая);

- УСПД (функция автоматическая);

- ИВК (функция автоматическая).

Возможность сбора информации:

- результатов измерения (функция автоматическая);

- состояния средств измерения (функция автоматическая).

Цикличность:

- измерений:

- 30 минутные приращения (функция автоматизирована);

- сбора:

- 1 раз в сутки (функция автоматизирована);

Возможность предоставления информации в заинтересованные организации:

- о результатах измерения (функция автоматизирована);

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации (профиля):

- электросчетчики типа EA05RAL-B-3 и EA05RL-B-3 имеют энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 50 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров (функция автоматическая);

- УСПД - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 3 месяца, сохранение информации при отключении питания - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована);

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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара».

Комплектность

Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АНИС КУЭ) ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара» определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара». Методика поверки», согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в мае 2010 г. Межповерочный интервал - 4 года.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты.

- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- счетчики ЕвроАЛЬФА - по методике поверки «Многофункциональный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Методика поверки»;

- УСПД RTU - 325 - по методике поверки «Комплексы аппаратно-програмных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-ЗОО». Методика поверки» ДИЯМ.466453.005 МП.

Приемник сигналов точного времени.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. 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» 1.

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

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

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

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

МИ 2999-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».

Техническая документация на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара».

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Нижноватомэнергосбыт» для электроснабжения ЗАО «Картонтара» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.

Развернуть полное описание