Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Новосибирского электродного завода (АИИС КУЭ НовЭЗ)

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 05 от 18.04.08 п.32
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 31142
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ОАО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии Новосибирского электродного завода предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребляемой и передаваемой Новосибирским электродным заводом, с привязкой к шкале координированного времени Российской федерации UTC(SU), а также для отображения, хранения, обработки и передачи полученной измерительной информации.

Область применения - организация автоматизированного учета электрической энергии и мощности, включая коммерческий с определением учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом и розничном рынках электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ НовЭЗ (далее - «система») включает в себя 36 измерительных каналов (ИК), каждый из которых предназначен для измерений активной и реактивной электрической энергии по одному из присоединений («точек учета»). Принцип действия системы' состоит в измерении электрической энергии в каждом канале при помощи счетчиков с трансформаторным включением и последующей автоматизированной обработкой результатов измерений. Измерение мощности основано на измерении электроэнергии на заданном интервале времени.

Система обеспечивает выполнение следующих функций:

• измерение активной электрической энергии и реактивной электрической энергии (интегрированной реактивной мощности) нарастающим итогом;

• измерение 3 и 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии в обоих направлениях;

• автоматизированный сбор (периодический и/или по запросу) измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета и привязкой к шкале координированного времени Российской федерации UTC(SU);

• автоматизированное хранение информации об измеренных величинах в специализированной защищенной базе данных;

• автоматизированную передачу результатов измерений, состояния средств измерений на вышестоящие уровни, в организации-участники оптового рынка электроэнергии;

• предоставление по запросу доступа к результатам измерений, состояниям объектов и средств измерений;

• защиту технических и программных средств и информационного обеспечения (данных) от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;

• автоматизированную регистрацию и мониторинг событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и др.);

• конфигурирование и настройку параметров системы;

• автоматизированное ведение единого системного времени;

• довосстановление данных со счетчиков и УСПД в случае нарушений линий связи.

Система является многоуровневой с иерархическим распределенным сбором и обработкой информации с централизованным управлением и распределенной функцией управления. Уровни системы:

- уровень точки учета (нижний уровень), который состоит из 36 информационноизмерительных комплексов (ИИК) и включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (TH), вторичные измерительные цепи, электронные счетчики активной и реактивной электроэнергии;

- второй уровень состоит из одного измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающего в себя каналообразующую аппаратуру, устройство сбора и передачи данных (УСПД);

- верхний уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) - содержит сервер баз данных (БД), технические средства организации локальной сети и каналов передачи данных, технические средства передачи данных в энергосбытовые организации и другим заинтересованным субъектам оптового и розничного рынков электрической энергии;

- АРМ пользователей.

Для автоматизации измерений в системе использованы технические средства на базе ПТК ЭКОМ-ЗООО.

Первичные фазные токи и напряжения в присоединении преобразуют измерительными трансформаторами тока и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным цепям подают на входы электронных счетчиков электрической энергии.

Счетчики СЭТ-4ТМ основаны на использовании аналого-цифрового преобразования мгновенных значений входных сигналов тока и напряжения с последующим вычислением значений активной и реактивной электрической энергии. Управление осуществляет встроенный микропроцессор.

Сигналы в цифровой форме с выходов счетчиков по проводным линиям связи непосредственно или через коммутационную аппаратуру поступают на входы УСПД, в которых осуществляется сбор, хранение и первичная обработка измерительной информации, ее накопление и передача на верхний уровень системы.

На верхнем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование справочных и отчетных документов.

Для измерений времени и синхронизации всех подсистем АИИС используется система обеспечения единого времени (СОЕВ). Устройство синхронизации системного времени (УССВ), в качестве которого применён GPS-приемник, обеспечивает синхронизацию внутренних часов УСПД, а от них - синхронизацию внутренних часов счетчиков, подключенных к УСПД и сервера. Коррекция часов счётчиков и сервера производится при расхождении их показаний с часами УСПД на 2 секунды и более.

Технические характеристики

Перечень измерительных каналов системы с указанием измерительных компонентов и их характеристик представлен в таблице 1 Сведения о количестве измерительных компонентов и их номера по Государственному реестру СИ приведены в таблице 2. Метрологические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 1 - Перечень измерительных каналов системы

№ И К

Наименование присоединения

тт

Зав. № ТТ

TH

Зав. № TH

Счетчик

УСПД

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ГПП яч. №ЗТ1В1

ТЛШ-10 (хЗ) Коэф. тр. 4000/5 кл. т. 0.2S

675

589

704

ЗНОЛП-10 (хЗ) Коэф. тр. кл. т. 0.2

10239

10234

10502

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050847

2

ГПП яч.5 Т1В2

ТЛШ-10 (хЗ) Коэф, тр 4000/5 кл. т. 0.2S

588

666

677

Из состава канала 1

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 №05051969

3

ГПП яч. 18Т2В1

ТЛШ-10 (хЗ) Коэф. тр. 4000/5 кл. т. 0.2S

674

672

705

ЗНОЛП-Ю (хЗ) Коэф. тр. 11000/100 кл. т. 0.2

9987

10361

9898

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05051330

4

ГПП яч. 20 Т2В2

ТЛШ-10 (хЗ) Коэф. тр. 4000/5 кл. т. 0.2S

703

706

676

Из состава канала 3

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05051351

5

11111 яч. 9

ТСН1,Линево

ТПОЛ-Ю(хЗ) Коэф. тр. 1000/5 кл. т. 0.2S

4979

4983

4980

Из состава канала 1

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050386

6

11111 яч. 11 Л-15Д

ТЛШ-10 (хЗ) Коэф. тр. 4000/5 кл. т. 0.2S

664

665

663

Из состава канала 1

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05053069

7

ГПП яч. 25 Л-19Д

ТЛШ-10 (хЗ) Коэф. тр>. 5000/5 кл. т. 0.2S

718

723

721

Из состава канала 1

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050826

о г-

8

ГПП яч. 4 ТСН-2,Линево

ТПОЛ-Ю(хЗ) Коэф. тр>. 1000/5 кл. т. 0.2S

4981

4978

4982

Из состава канала 3

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050379

СОМ-301 090505

9

ГПП яч. 10 Л-14Д

ТЛШ-10 (хЗ) Коэф. тр. 4000/5 кл. т. 0.2S

707

708

673

Из состава канала 3

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05053047

10

ГПП яч. 24 Л-20Д

ТЛШ-Ю(хЗ) Коэф. тр. 5000/5 кл. т 0.2S

719

720

722

Из состава канала 3

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050343

11

ГПП яч. 111 Линево

ТПЛ-10 М(хЗ) Коэф. тр. 300/5 кл. т. 0.2S

2621

2623

1737

ЗНОЛП-Ю (хЗ) Коэф. тр. 11000/100 кл. т. 0.2

9986

10235

10501

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050927

12

ГПП яч. 113 Линево

ТОЛ-Ю(хЗ) Коэф. тр. 300/5 кл. т. 0.2S

10768

10762

10765

Из состава канала

11

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050393

13

ГПП яч. 115

Линево

ТПЛ-10 М(хЗ) Коэф. тр. 300/5 кл. т. 0.2S

2678

2257

2620

Из состава канала

11

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 №05050913

14

ГПП яч. 117 Линево

ТОЛ-10 (хЗ) Коэф. тр. 300/5 кл. т. 0.2S

10761

10758

10760

Из состава канала

11

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050882

15

ГПП яч. 121 УУР

ТОЛ-Ю (хЗ) Коэф. тр. 150/5 кл. т. 0.2S

10560

10561

10557

Из состава канала

11

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050350

1

2

3

4

5

6

7

8

16

ГПП яч. 114 Линево

ТОЛ-10 (хЗ) Коэф, тр 300/5 кл. т. 0.2S

10770

10862

10865

ЗНОЛП-Ю (хЗ) Коэф. тр. кл. т. 0.2

9895

9759

10337

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 №05051983

17

ГПП яч. 116 Линево

ТОЛ-10 (хЗ) Коэф. тр. 300/5 кл. т. 0.2S

10861

10866

10524

Из состава канала

16

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05052921

18

ГПП яч. 118 Линево

ТОЛ-10 (хЗ) Коэф. тр. 300/5 кл. т. 0.2S

10766

10863

10864

Из состава канала

16

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 №05051295

19

11111 яч. .120 Линево

ТОЛ-Ю(хЗ) Коэф. тр. 300/5 кл. т. 0.2S

10522

10759

10767

Из состава канала

16

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050955

20

ГПП яч. 122 УУР

ТОЛ-Ю (хЗ) Коэф. тр». 150/5 кл. т. 0.2S

10562

10559

10558

Из состава канала

16

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050833

21

РП -9 яч. 17 ЛДСК-2

ТПЛ-10М(хЗ) Коэф. тр. 150/5 кл. т. 0.2S

2651

2613

2626

ЗНОЛП-Ю (хЗ) Коэф. тр. 11000/100 кл. т. 0.2

10333

10338

10026

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050435

22

РП-7 яч. 51 ОФ

ТПЛ-10 М (хЗ) Коэф. тр. 200/5 кл. т. 0.2S

2671

2669

2652

ЗНОЛП-Ю (хЗ) Коэф. тр. 11000/100 кл. т. 0.2

10023

10238 9979

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05053090

23

РП-7 яч. 52 ДОК

ТПЛ-10 М (хЗ) Коэф. тр. 200/5 кл. т. 0.2S

2618

2670

2697

Из состава канала

22

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05053038

24

РП-13 яч. 5РП-10

ТПЛ-10 М(хЗ) Коэф. тр. 150/5 кл. т 0.2S

2673

2667

2604

ЗНОЛП-Ю (хЗ) Коэф. тр. 11000/100 кл. т. 0.2

9897

9982

9981

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 №05051397

25

РП-9 яч. 2 ЛДСК-2

ТПЛ-10 М(хЗ) Коэф. ip. 150/5 кл. т. 0.2S

2650

2674

2617

ЗНОЛП-Ю (хЗ) Коэф. тр. 11000/100 кл. т. 0.2

10233

10334 9985

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05053055

26

РП-9 яч. 9 Транзит

ТПЛ-10 М(хЗ) Коэф. ip. 150/5 кл. т. 0.2S

2624

2665

2666

Из состава канала

25

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050920

27

РП-7 яч. 1 ДОК

ТПЛ-10 М(хЗ) Коэф. пр. 200/5 кл. т. 0.2S

2653

2699

2608

ЗНОЛП-Ю (хЗ) Коэф. тр. 11000/100 кл. т. 0.2

9697

10339

10340

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050359

28

РП-7 яч. 2 ОФ

ТПЛ-10 М(хЗ) Коэф. тр. 200/5 кл. т. 0.2S

2696

2698

2619

Из состава канала

27

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,28/0,5 № 05050962

29

РП-13 яч. 16 РП-

10

ТПЛ-10 М(хЗ) Коэф. тр. 150/5 кл. т. 0.2S

2614

2625

2615

ЗНОЛП-Ю (хЗ) Коэф. тр. 11000/100 кл. т. 0.2

9696

9899

10236

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050784

30

П/С Мирная яч.З Л-455 котельная

ТОЛ-Ю (хЗ) Коэф. тр. 200/5 кл. т. 0.2S

13031

13030

13029

НАМИ-10 Коэф. тр. 10000/100 кл. т. 0.5

1329

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05052991

31

ГПП яч .110а

НБФ

ТОЛ-Ю (хЗ) Коэф. тр. 300/5 кл. т. 0.2S

10526

10769

10523

Из состава канала

16

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05053019

32

РП-10 яч. 3

ТП10/1

ТПЛ-10 М(хЗ) Коэф. тр. 100/5 кл. г. 0.2S

2686

2720

2695

ЗНОЛП-Ю (хЗ) Коэф. тр. 11000/100 кл. т. 0.2

9896

10336

10027

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050428

1

2

3

4

5

6

7

8

33

РП-10 яч. 11 П/С Мирная

ТПЛ-10М(хЗ) Коэф. тр. 100/5 кл. т. 0.2S

2677

2711

2685

Из состава канала

32

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05052998

34

РП-10 яч. 2

ТП10/1

ТПЛ-10 М (хЗ) Коэф. тр. 100/5 кл. т. 0.2S

2675

2668

2676

ЗНОЛП-Ю (хЗ) Коэф. тр. 11000/100 кл. т. 0.2

10237

10240 9700

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05051316

35

РП-13 яч. 23

ТПЛ-10 М (хЗ) Коэф. тр. 200/5 кл. т. 0.2S

9997

9998

9999

Из состава канала

29

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050407

36

РП-13 яч. 24

ТПЛ-10 М (хЗ) Коэф. тр. 200/5 кл. т. 0.2S

10091

9875

9874

Из состава канала

24

СЭТ-4ТМ кл.т. 0,2S/0,5 № 05050868

Таблица 2 - Измерительные компоненты

Наименование

Обозначение

Кол.

Номер по Госреестру СИ

Трансформатор тока

ТПОЛ-Ю

6

1261-02

Трансформатор тока

ТПЛ-10 м

48

22192-01

Трансформатор тока

ТОЛ-10

30

7069-02

Трансформатор тока

ТЛШ-10

24

11077-03

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

1

11094-87

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-Ю

36

23544-02

Счетчик электронный

СЭТ-4ТМ

36

20175-01

Устройство сбора и передачи данных (УСПД)

Эком-3000

1

17049-04

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

36

Поправка устройства синхронизации времени, интегрированного в

УСПД, в шкале UTC(SU), с, не более

Ход таймеров счётчиков, с/сутки, не более

±0,1 ±5

Пределы допускаемой относительной погрешности одного ИК при номинальном токе нагрузки (активная электрическая энергия и мощность), %:

- каналы 1 -29,31 -3 6

- канал 30

COS ф=1

cos ф=0,7

±0,5 %

±0,7 %

±1,8 %

±2,1 %

Пределы допускаемой относительной погрешности одного ИК при номинальном токе нагрузки (реактивная электрическая энергия и мощность), %

-каналы 1-29,31-36

- канал 30

sin (р=1

sin ф=0,7

±0,8 %

±1,0 %

±2,8 %

±3,0 %

Примечания:

1) в качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95 для значений относительной погрешности, рассчитанных по метрологическим характеристикам средств измерений, входящих в канал, при номинальном токе нагрузки без учета влияющих факторов и методических составляющих погрешности;

2) полную погрешность измерений электрической энергии и электрической мощности рассчитывают в соответствии с утвержденной методикой выполнения измерений.

1 1 ZllZO’OJ                  -----------

Температура окружающего воздуха, °C, для:

от -50 до 45;

от -40 до 55;

от -10 до 50;

от 5 до 35;

от 30 до 80;

от 84 до 106.

37 113;

0,98;

20.

- трансформаторов тока и напряжения 10 кВ - счетчиков

-УСПД

- средств сбора, обработки, передачи и представления данных (маршрутизаторы, АРМ, серверы и др.)

Относительная влажность воздуха, %

Атмосферное давление, кПа

Показатели надежности:

- средняя наработка на отказ, час

- коэффициент готовности, не менее

- средний полный срок службы, лет

Надежность системных решений:

Механическая устойчивость к внешним воздействиям обеспечивается защитой кабельной системы путем использования кабельных коробов, гофро- и металлорукавов, стяжек; технические средства системы размещают в шкафах со степенью защиты не ниже IP51. Предусмотрена механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование технических средств системы.

Электромагнитная устойчивость:

Радиоэлектронная защита интерфейсов обеспечивается путем применения экранированных кабелей. Экранирующие оболочки заземляют в точке заземления шкафов.

Защита оборудования (модемов) от наведенных импульсов высокого напряжения обеспечивается устройством защиты от перенапряжений.

Защита информации от разрушений при авариях и сбоях в электропитании системы обеспечивается применением в составе системы устройств, оснащенных энергонезависимой памятью (в ИИК и ИВКЭ), источников бесперебойного питания (в ИВК), а также применением резервирования баз данных на внешних носителях информации.

Защита информации от несанкционированного доступа на программном уровне включает в себя установку паролей на счетчики, УСПД и сервер. Факты изменения состоянии средств измерений (параметрирование, коррекция времени, включение и отключение питания и пр.) регистрируются в журналах событий счетчиков и УСПД. Хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в течение всего срока эксплуатации системы производится в ИВК.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносят печатным способом на титульные листы эксплуатационных документов и способом наклейки на переднюю панель шкафа ИВКЭ, в котором установлена аппаратура системы.

Комплектность

Полная комплектность системы определена в ее проектной документации. Заводские номера компонентов системы приведены в формуляре. Перечень документации приведен в ведомости эксплуатационных документов 114.67-ВЭ.

Поверка

Поверку системы проводят в соответствии с документом «ГСИ. АИИС КУЭ НовЭЗ. Методика поверки» МП 57-262-2007, утвержденным ФГУП «УНИИМ» в ноябре 2007 г.

Основное оборудование, используемое при поверке:

Трансформатор тока эталонный (0,5 - 3000) А, кл. точности 0,05 (ИТТ 3000.5);

Трансформатор напряжения эталонный (5-15) кВ, кл. точности 0,1 (НЛЛ-15);

Прибор сравнения, абс. погрешность 0,002 % и 0,2' (КНТ-03);

Эталонный счетчик кл. точности 0,1 (ZERA TRZ 308, ЦЭ6802);

Радиоприемник УКВ диапазона, принимающий сигналы точного времени;

Переносный компьютер с программным обеспечением «Конфигуратор СЭТ-4ТМ». Трансформатор тока эталонный до 10000 А, кл. точности 0,05 (И523).

Межповерочныи интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

Техническая документация изготовителя.

Заключение

Тип системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии Новосибирского электродного завода (АИИС КУЭ НовЭЗ) утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, и метрологически обеспечен в эксплуатации.

Развернуть полное описание