Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ТКЗ "Красный котельщик"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 23 от 20.01.12 п.42
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 45224
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 22261-94
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ТКЗ «Красный котельщик» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-85 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру и программное обеспечение (далее - ПО).

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и ПО.

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. 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.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков 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 на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформле-

ние справочных и отчетных документов. Передача информации в другие заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP. При отказе основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал связи обеспечивается подключенным к серверу GSM-модемом, который подключается к сети Интернет через местного оператора мобильной связи и передает данные.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК (сервера БД). Синхронизация времени обеспечивается от устройства синхронизации системного времени (УСВ), использующееся как отдельное устройство в серверной стойке. УСВ реализован на приемнике GPS, принимающем сигналы точного времени от спутниковой системы глобального позиционирования. Время УСПД синхронизировано со временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сличение времени сервера БД со временем УСПД ЭКОМ-3000 и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сравнение времени счетчиков с временем УСПД осуществляется при каждом сеансе связи. Коррекция времени счетчика выполняется при расхождении с временем УСПД на ± 1 с, но не чаще одного раза в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с/сут.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».

Таблица 1 — Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)

Наименование программного обеспечения

Идентификационное наименование программного обеспечения

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

ПК «Энергосфера»

6.4

_

CRQ-интерфейс

CRQonDB.exe

6.4.22.331

C285DF946327 E8B2E65720B0 0AB85257

MD5

Алармер

AlarmSvc.exe

6.4.31.410

8CBDA1D6915 4D0E0E8E560 E5E956CB9C

MD5

Анализатор 485

Spy485.exe

6.4.8.212

CA4324C24F2

C212D4F81171

F5F437B19

MD5

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

АРМ Энергосфера

ControlAge.exe

6.4.105.1409

C289D8709BD 193AA45254C BB46017FD0

MD5

Архив

Archive.exe

6.4.5.221

8DD7DF14790 1B81391FB5EF 16767A2EF

MD5

Импорт из Excel

Dts.exe

6.4.32.241

F16E7F7DDBF BB718FC932A AF54C60F4D

MD5

Инсталлятор

Install.exe

6.4.53.626

6587C6B1C570

C2BD1366BBF

E60B23D98

MD5

Консоль администратора

Adcenter.exe

6.4.48.894

5F9E099D15D FD8AFFFD328 4CEC513914

MD5

Локальный АРМ

ControlAge.exe

6.4.105.1409

C289D8709BD 193AA45254C BB46017FD0

MD5

Менеджер программ

SmartRun.exe

6.4.53.626

F73916AF2BE 4E526613EFAF 4DC8F9D93

MD5

Редактор расчетных схем

AdmTool.exe

6.4.152.5451

BA2923515A4 4B43A6669A4 321B7C1DCC

MD5

Ручной ввод

HandInput.exe

6.4.21.275

20712A0E4AD 6E4CB914C98 AEE38C9DE8

MD5

Сервер опроса

PSO.exe

6.4.53.1535

C0B074D1B6F 20F028C8816D 9748F8211

MD5

Тоннелепроклад-чик

TunnelEcom.exe

6.4.1.63

3027CF475F05

007FF43C79C0

53805399

MD5

Центр импор-та/экспорта

expimp.exe

6.4.86.2311

74E422896723 B31723AADE A7EEFD986F

MD5

Электроколлектор

ECollect.exe

6.4.50.1027

489554F96E8E 1FA2FB30FEC B4CA01859

MD5

Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Энергосфера», в состав которых входит ПК «Энергосфера», регистрационный № 19542-05.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» ( по МИ 3286-2010).

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики ИК

Номер точки изме-_____рений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

ТЛШ-10-1-У3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0110062053

1

ПС 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ Ввод 2 с.ш.

Кл.т. 0,5S 3000/5

Зав. № 3943

Зав. № 3995

Зав. № 3973

НАМИ-10У2

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 65864

Активная

реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,4

± 6,2

ТЛШ-10-1-У3

СЭТ-4ТМ.03.01

ПС 110/6 кВ

Кл.т. 0,5S 3000/5 Зав. № 3675 Зав. № 3677

НАМИ-10У2

Кл.т. 0,5 6000/100

Зав. № 65869

Активная

± 1,2

± 3,4

2

ЗРУ-6 кВ Ввод 6 с.ш.

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0110062207

реактивная

± 2,8

± 6,2

Зав. № 3956

ТЛШ-10-1-У3

СЭТ-4ТМ.03.01

ПС 110/6 кВ

Кл.т. 0,5S 3000/5 Зав. № 3720 Зав. № 3972

НАМИ-10У2

Кл.т. 0,5 6000/100

Зав. № 65870

Активная

± 1,2

± 3,4

3

ЗРУ-6 кВ Ввод 5 с.ш.

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0110062206

ЭКОМ-

реактивная

± 2,8

± 6,2

Зав. № 3954

ПС 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. яч. №1304/1

ТВЛ-10

Кл.т. 0,5

НАМИ-10У2

Кл.т. 0,5 6000/100

Зав. № 65868

СЭТ-4ТМ.03М.01

3000 Зав. №

Активная

± 1,2

± 3,3

4

600/5

Зав. № 1779

Зав. № 1540

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806110661

05113279

реактивная

± 2,8

± 5,4

5

ПС 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. яч. №1303/1

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 1500/5

Зав. № 965

Зав. № 1127

НАМИ-10У2

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 65868

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806111373

Активная

реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,4

6

ПС 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ 1 с.ш. яч. №1302/1

ТВЛ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 2537

НАМИ-10У2

Кл.т. 0,5 6000/100

Зав. № 65868

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №

Активная

реактив-

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,4

Зав. № 4342

0806111998

ная

7

ПС 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. яч. №1302/2

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 17573

НАМИ-10У2

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 65864

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. №

Активная

реактив-

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,4

Зав. № 13898

0806112493

ная

Продолжение таблицы 2

Номер точки изме-_____рений

Наименование точки измерений

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

8

ПС 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. яч. №1303/2

ТПОЛ-10

Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 17175 Зав. № 17174

НАМИ-10У2

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 65864

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806112522

ЭКОМ-3000 Зав. № 05113279

Активная

реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,4

9

ПС 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ 2 с.ш. яч. №1304/2

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 1808 Зав. № 1815

НАМИ-10У2

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 65864

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806114589

Активная

реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,4

10

ПС 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ 6 с.ш. яч. №1307/2

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 32026 Зав. № 32022

НАМИ-10У2

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 65869

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0110061150

Активная

реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,2

11

ПС 110/6 кВ ЗРУ-6 кВ 5 с.ш. яч. №1307/1

ТВЛМ-10

Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 09356 Зав. № 09311

НАМИ-10У2

Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 65870

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0110062168

Активная

реактивная

± 1,2

± 2,8

± 3,3

± 5,2

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 эксплуатации:

- параметры сети: напряжение (0,95 + 1,05) ином; ток (1 + 1,2) 1ном; cos9 = 0,9 инд.;

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

4. Рабочие условия эксплуатации:

-параметры сети: напряжение - (0,9 - 1,1); тока - (0,01 - 1,2)1н; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

5. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,01 ^ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °С.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94,в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-85;

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 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО ТКЗ «Красный котельщик» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

8. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Госреестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- счетчик СЭТ-4ТМ.03М- среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 24 часа;

- счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 24 часа;

- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов, среднее время восстановления работоспособности 24 часа.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка 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;

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;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ТКЗ «Красный котельщик» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Количество

Трансформатор тока ТЛШ-10-1-У3

9 шт.

Трансформатор тока ТВЛ-10

4 шт.

Трансформатор тока ТПОЛ-10

6 шт.

Трансформатор тока ТВЛМ-10

6 шт.

Трансформатор напряжения типа НАМИ-10У2

5 шт.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03

3 шт.

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

8 шт.

УСПД ЭКОМ-3000М

1 шт.

Сервер баз данных

1 шт.

ПК «Энергосфера»

1 шт.

Методика поверки

1 шт.

Формуляр

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 48849-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО ТКЗ «Красный котельщик». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- Счетчик СЭТ-4ТМ.03- в соответствии с документом «Счетчики активной и реак

тивной электрической энергии переменного тока Статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.124 РЭ1», раздел «Методика поверки». Методика поверки согласована ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ;

- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являю

щейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

- УСПД «ЭКОМ-3000М» - по методике поверки МП 26-262-99.

Средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по методике поверки на АИИС КУЭ ОАО ТКЗ «Красный котельщик».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учёта электроэнергии ОАО ТКЗ «Красный котельщик». Руководство по эксплуатации».

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001

ГОСТ 7746-2001

ГОСТ Р 52323-2005

ГОСТ Р 52425-2005

ГОСТ 22261-94

ГОСТ Р 8.596-2002

«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

«Трансформаторы тока. Общие технические условия».

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5 S».

«Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.

ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание