Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/35/6 кВ "КНС-1" филиала ОАО "Тюменьэнерго" - Сургутские электрические сети. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/35/6 кВ "КНС-1" филиала ОАО "Тюменьэнерго" - Сургутские электрические сети

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1286 п. 60 от 20.08.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» филиала ОАО «Тюменьэнерго» - Сургутские электрические сети (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, выработанной и потребленной (переданной) отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;

- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;

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

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 -й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

2 -й уровень - устройства сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» со встроенным устройством синхронизации времени на GPS-приемнике и технические средства приема-передачи данных.

3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя устройство синхронизации времени на GPS-приемнике, входящее в состав УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов УСПД синхронизировано с сигналами точного времени от GPS-приемника. Сличение времени часов сервера БД с временем часов УСПД осуществляется каждый час. Коррекция времени часов сервера выполняется один раз в сутки при достижении допустимого расхождения времени часов сервера и УСПД на ±2 с. Сличение времени часов счетчиков и УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, коррекция времени часов счетчиков происходит при расхождении со временем часов УСПД на ±2 с. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» в состав которого входит специализированное ПО. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных, передаваемых из УСПД ИВКЭ в ИВК по интерфейсу Ethernet, является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» (по МИ 3286-2010). Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

ПК «Энергосфера»

Консоль администратора , AdCenter.exe

6.5.113.1247

1ca392f420daf901da 149adec627896b

MD5

Редактор структуры объектов учёта и расчётных схем, AdmTool.exe

6.5.39.6131

6b07b396a4eef07afc ae74819ff17500

Автоматический контроль системы, AlarmSvc.exe

6.5.50.553

f78811ea25745a797 c3610597898c025

Настройка параметров УСПД ЭКОМ, config.exe

6.5.68.1367

feb74fd315577aa8cc 81b162b06a4eec

Автоматизированное рабочее место, ControlAge.exe

6.5.155.2018

be8f859ad5a47ee5a4 9efSe4c3edf3af

Центр экспор-та/импорта макетных данных, expimp.exe

6.5.139.3166

91ce2cae5922132aa 8db043b07017a2e

Сервер опроса, Pso.exe

6.5.92.3082

43507771a1931e7a5

8ecab4152e09470

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Номер точки измерений и наименование присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологич. характерист.

Основная погрешн., %

Погрешн. в раб. усл., %

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД/ сервер

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» В-110 1Т

ТВГ-110-0,5

300/5 Кл. т. 0,5

СРВ 123 110000:^3/100:^3

Кл. т. 0,5

A1805RALXQ -P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

ЭКОМ-3000;

HP Proliant DL380G7

Активная,

Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,2

± 5,5

2

ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» В-110 2Т

ТВГ-110-0,5 300/5 Кл. т. 0,5

СРВ 123 110000:^3/100:^3

Кл. т. 0,5

A1805RALXQ -P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

3

ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» В-35 1Т

GIF 40.5 (68) 600/5 Кл. т. 0,5S

VEF 36 (-15) 35000:^3/100:^3

Кл. т. 0,5

A1805RALXQ

-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

Активная,

Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 2,2

± 4,2

4

ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» В-35 2Т

GIF 40.5 (68) 600/5 Кл. т. 0,5S

VEF 36 (-15) 35000:^3/100:^3

Кл. т. 0,5

A1805RALXQ

-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

5

ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» СВ-35 кВ

GIF 40.5 (68) 600/5 Кл. т. 0,5S

VEF 36 (-15) 35000:^3/100:^3

Кл. т. 0,5

A1805RALXQ

-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

6

ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» ВЛ-35 кВ Куст 157-1

GIF 40.5 (68) 300/5 Кл. т. 0,5S

VEF 36 (-15) 35000:^3/100:^3

Кл. т. 0,5

A1805RALXQ

-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

Окончание таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

7

ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» ВЛ-35

Кустовая 1-1

GIF 40.5 (68) 300/5 Кл. т. 0,5S

VEF 36 (-15) 35000:^3/100:^3

Кл. т. 0,5

A1805RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

ЭКОМ-3000;

HP Proliant DL380G7

Активная,

Реактивная

± 1,2

± 2,8

± 2,2

± 4,2

8

ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» ВЛ-35 Кустовая 1-2

GIF 40.5 (68) 300/5 Кл. т. 0,5S

VEF 36 (-15) 35000:^3/100:^3

Кл. т. 0,5

A1805RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

9

ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» ВЛ-35 Куст 157-2

GIF 40.5 (68) 300/5 Кл. т. 0,5S

A1805RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

10

ПС 110/35/6 кВ «КНС-1»

ВЛ-6 РП-6 кВ (ввод №1)

GIF 12 3000/5 Кл. т. 0,5S

GEF 12-03 6000:^3/100:^3

Кл. т. 0,5

A1805RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

11

ПС 110/35/6 кВ «КНС-1»

ВЛ-6 РП-6 кВ (ввод №2)

GIF 12 3000/5 Кл. т. 0,5S

GEF 12-03 6000:^3/100:^3

Кл. т. 0,5

A1805RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

12

ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» 1ТСН

ТОП-0,66 400/5

Кл. т. 0,5S

-

A1805RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

Активная,

Реактивная

± 1,0

± 2,4

± 2,0

± 4,0

13

ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» 2ТСН

ТОП-0,66 400/5

Кл. т. 0,5S

-

A1805RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0

Примечания:

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

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

3. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) UHOM; ток (1 — 1,2) 1НОМ, cos9 = 0,9 инд.;

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

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) UHOM; ток (0,01-1,2) 1НОМ; 0,5 uHg.<cos9<0,8 емк.

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 до плюс 50 °С, для счетчиков от минус 40 до плюс 60 С; для сервера от плюс10 до плюс 35 °С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,05 1ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до плюс 30 °С;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 7 суток;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более 24 ч;

- ИВК - коэффициент готовности - не менее 0,95; среднее время восстановления работоспособности не более 168 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания УСПД 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;

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- выключение и включение УСПД;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервер.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерения приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);

- сбор результатов измерений - 1 раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчики - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;

- УСПД - хранение информации не менее 35 суток; хранение информации при отключении питания не менее 1 года;

- сервер БД - хранение информации не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество

Измерительный трансформатор тока ТВГ-110

6

Измерительный трансформатор напряжения CPB 123

6

Измерительный трансформатор тока GIF 40.5 (68)

21

Измерительный трансформатор напряжения VEF 36(-15)

6

Измерительный трансформатор тока GIF-12

6

Измерительный трансформатор напряжения GEF 12-03

6

Измерительный трансформатор тока ТОП-0,66

6

Счетчик активной и реактивной электрической энергии

A1805RALXQ-P4GB-DW-4

13

Устройство сбора и передачи данных ЭКОМ 3000

1

Ethernet-коммутатор Моха EDS-305-Т

1

GPRS/GSM коммуникатор PGC-02

1

Догрузочный трехфазный резистор в цепях напряжения MP3021-H-100/V3B-20BA

2

Догрузочный трехфазный резистор в цепях напряжения MP3021-H-100/V3B-5BA

2

Догрузочный трехфазный резистор в цепях тока МР3021-Т-5А 3х2,5 ВА

2

Паспорт-формуляр

1

Методика поверки

1

Поверка

осуществляется по документу МП 58219-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» филиала ОАО «Тюменьэнерго» - Сургутские электрические сети. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 30 мая 2014 г.

Средства поверки на измерительные компоненты:

- средства поверки ТТ по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

- счетчики Альфа А1800 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

- УСПД «ЭКОМ-3000» - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.

Сведения о методах измерений

Метод измерений приведен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110/35/6 кВ «КНС-1» филиала ОАО «Тюменьэнерго» - Сургутские электрические сети.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ Р 8.596-2002

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

- осуществление торговли.

Развернуть полное описание