Номер по Госреестру СИ: 37242-08
37242-08 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Красноярскэнерго" (АИИС КУЭ ОАО "Красноярскэнерго")
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Красноярскэнерго» предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и электрической мощности, получаемой и поставляемой ОАО «Красноярскэнерго», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Область применения - организация автоматизированного коммерческого учета электрической энергии и мощности и определение с заданной точностью учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносят печатным способом на титульные листы Руководства по эксплуатации и Формуляра и способом наклейки на переднюю панель шкафа низковольтного комплектного устройства, в котором установлена аппаратура АИИС КУЭ.
Сведения о методиках измерений
Нормативные и технические документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Техническая документация изготовителя.
Поверка
Поверку системы проводят в соответствии с документом «ГСИ. АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнерго». Методика поверки» МП 12-262-2007, утвержденном ФГУП «УНИИМ» в апреле 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);
Трансформатор напряжения эталонный 35 кВ, кл. точности 0,1 (НЛЛ-35);
Трансформатор напряжения эталонный (110-220) кВ, кл. точности 0,1 (NVOS 220);
Прибор сравнения, абс. погрешность 0,002 % и 0,2' (КНТ-03);
Эталонный счетчик кл. точности 0,1 (ZERA TPZ 308, ЦЭ6802);
Радиоприемник УКВ диапазона, принимающий сигналы службы точного времени.
Межповерочный интервал - 4 года.
«
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Красноярскэнерго» (АИИС КУЭ ОАО «Красноярскэнерго») |
Внесена в Государственный реестр средств измерений Регистрационный № 3? 2. ~ О8> |
Изготовлена ОАО «Красноярскэнерго» по проектной документации ОАО
«Проминвестпроект» г. Москва. Заводской № 10-00.
НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯСистема автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности (АИИС КУЭ) ОАО «Красноярскэнерго» предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и электрической мощности, получаемой и поставляемой ОАО «Красноярскэнерго», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Область применения - организация автоматизированного коммерческого учета электрической энергии и мощности и определение с заданной точностью учетных показателей, используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии.
АИИС КУЭ является многоуровневой с иерархически распределенным сбором и обработкой информации с централизованным управлением и распределенной функцией измерения. 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.
АИИС КУЭ обеспечивает:
-
• измерение 30-ти минутных приращений активной электроэнергии и интегрированной реактивной мощности;
-
• автоматический сбор (периодический и/или по запросу) измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета и привязкой к единому астрономическому времени;
-
• хранение информации об измеренных величинах в базе данных;
-
• передачу результатов измерений, состояния объектов и 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;
-
• диагностирование и мониторинг сбора статистики ошибок функционирования технических средств;
-
• регистрацию и мониторинг событий (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты и др.);
-
• конфигурирование и настройку параметров системы;
-
• ведение единого системного времени.
АИИС КУЭ включает в себя 9 информационно-измерительных комплексов-филиалов (ИВК) ОАО «Красноярскэнерго», каждый из которых предназначен для измерения активной и реактивной электрической энергии по ряду присоединений ("точек учета"). Уровни системы:
-
- уровень точки учета (нижний уровень), который состоит из 460 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 111 ИВКЭ (измерительно-вычислительный комплекс электроустановки), включающих в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру;
-
- 3-й уровень - ИВК филиалов ОАО «Красноярскэнерго»: «Северные ЭС», «Минусинские ЭС», «Восточные ЭС», «Городские ЭС», «Северо-Восточные ЭС», «Юго-Восточные ЭС», «Западные ЭС», «КАТЭКэлектросеть», «Центральные ЭС», содержащие серверы баз данных филиалов, технические средства организации локальной сети, автоматизированные рабочие места пользователей, технические средства передачи данных;
-
- 4-й - верхний уровень - уровень ИВК АИИС ОАО «Красноярскэнерго», объединяющий АИИС КУЭ филиалов ОАО «Красноярскэнерго», содержащий сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места пользователей, программное обеспечение.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами тока и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня и по проводным линиям связи поступают на входы электронных счетчиков электрической энергии. Мгновенные значения поступивших электрических сигналов преобразуются в цифровую форму, по которым в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и реактивной мощности, которые затем усредняются на интервале времени 0,02 с.
Электрическая энергия вычисляется как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности на интервале времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени 30 мин.
Сигналы в цифровой форме с выходов счетчиков по проводным линиям связи 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.
В АИИС КУЭ использован комплекс аппаратно-программный «Пирамида» ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (УСПД СИКОН С1, программное обеспечение «Пирамида-2000»), счетчики электроэнергии типа «Альфа» производства компании «Эльстер-Метроника» и проектно-технические решения, разработанные ОАО «Проминвестпроект» г. Москва.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации системного времени (УССВ) обеспечивает синхронизацию таймера сервера БД, таймеров счетчиков и УСПД. Сличение времени счетчиков с временем УСПД - один раз в сутки. Сличение времени сервера БД с временем УСПД - через каждый час. Коррекция производится при расхождении внутренних часов с источником времени более, чем на 2 с. Синхронизация времени осуществляется с использованием протокола SNTP, который гарантирует точность синхронизации 1-50 мс в зависимости от свойств источника и сетевых задержек. Расхождение времени в секундах компонентов системы указывается в журналах событий.
Перечень АИИС КУЭ филиалов, количество информационно-измерительных комплексов приведены в таблице 1. Перечень измерительных компонентов с указанием номеров по Государственному реестру СИ приведен в таблице 2. В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК.
Таблица 1 - Перечень АИИС КУЭ филиалов
Наименование составных частей |
Заводской номер |
Кол. ИК |
Госреестр СИ |
1 |
2 |
3 |
4 |
АИИС КУЭ филиала «Северные электрические сети» |
10-01 |
55 |
№ 36922-08 |
АИИС КУЭ филиала «Минусинские электрические сети» |
10-02 |
57 |
№ 36920-08 |
АИИС КУЭ филиала «Восточные электрические сети» |
10-03 |
28 |
№36918-08 |
АИИС КУЭ филиала «Городские электрические сети» |
10-04 |
139 |
№ 36919-08 |
АИИС КУЭ филиала «Северо-Восточные электрические сети» |
10-05 |
5 |
№ 36923-08 |
АИИС КУЭ филиала «Юго-Восточные электрические сети» |
10-06 |
34 |
№ 36924-08 |
АИИС КУЭ филиала «Западные электрические сети» |
10-07 |
46 |
№ 36917-08 |
АИИС КУЭ филиала «К АТЭКэл ектросеть» |
10-08 |
50 |
№36915-08 |
АИИС КУЭ филиала «Центральные электрические сети» |
10-09 |
46 |
№ 36921-08 |
Таблица 2 - Измерительные компоненты
Наименование |
Обозначение |
Кол. |
Госреестр СИ |
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ-110 |
171 |
№ 2793-88 |
Трансформатор тока |
ТВТ-110 |
33 |
№ 3635-88 |
Трансформатор тока |
ТПШЛ-10 |
76 |
№ 11077-87 |
Трансформатор тока |
Т-0,66 |
323 |
№ 26820-04 |
Трансформатор тока |
ТЛШ-10 |
36 |
№ 11077-89 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-10 |
75 |
№ 15128-01 |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
Трансформатор тока |
ТПОЛ-10 |
80 |
№ 1261-02 |
Трансформатор тока |
ТПЛ-10 |
32 |
№ 1276-59 |
Трансформатор тока |
ТПЛМ-10 |
4 |
№ 2363-68 |
Трансформатор тока |
ТВ-35 |
14 |
№ 19720-00 |
Трансформатор тока |
ТЛК-10 |
13 |
№ 9143-83 |
Трансформатор тока |
ТВЛМ-10 |
33 |
№ 1856-63 |
Трансформатор тока |
ТЛМ-10 |
102 |
№ 2473-00 |
Трансформатор тока |
ТВТ-35 |
10 |
№ 3635-88 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ-35А |
25 |
№ 3690-73 |
Трансформатор тока |
ТФЗМ-35Б |
32 |
№ 3689-73 |
Трансформатор тока |
ТК-20 |
9 |
№6891-85 |
Трансформатор тока |
ТОП-0,66 |
3 |
№ 15174-01 |
Трансформатор тока |
ТВК-10 |
6 |
№8913-82 |
Трансформатор тока |
ТВУ-110 |
9 |
№ 19720-00 |
Трансформатор тока |
ТФНД-110 |
39 |
№2793-71 |
Трансформатор тока |
ТОЛ-35 |
4 |
№21256-03 |
Трансформатор тока |
ТВ-110 |
27 |
№3189-72 |
Трансформатор тока |
ТФН-35 |
6 |
№ 3690-73 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-110 |
12 |
№24218-03 |
Трансформатор напряжения |
НКФ-110 |
129 |
№ 26452-04 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-35 |
10 |
№ 19813-05 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-6 |
51 |
№2611-70 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ.06-6 |
30 |
№ 3344-04 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-06-Ю |
30 |
№ 3344-04 |
Трансформатор напряжения |
НТМИ-10 |
85 |
№831-53 |
Трансформатор напряжения |
НАМИ-10 |
45 |
№20186-00 |
Трансформатор напряжения |
Н АМИТ-10 |
1 |
№ 16687-97 |
Трансформатор напряжения |
ЗНОЛ-35 |
3 |
№21257-01 |
Трансформатор напряжения |
3HOM-35 |
84 |
№912-70 |
Трансформатор напряжения |
НОМ-10 |
15 |
№ 363-49 |
Счетчик электроэнергии |
"Альфа" A1R-4AL-C8-T |
15 |
№ 14555-95 |
Счетчик электроэнергии |
"Альфа" A1R-4OL-C4-T |
11 |
№ 14555-95 |
Счетчик электроэнергии |
Альфа А1700 AV05RL-P14В-4 |
415 |
№25416-03 |
Счетчик электроэнергии |
Альфа А1700 AV05RAL-P14B-4 |
19 |
№25416-03 |
Устройство сбора- передачи данных (УСПД) |
СИКОН С1 ВЛСТ 166.00.000- 17 |
112 |
№ 15236-03 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Пределы допускаемой абсолютной разности показаний часов компонентов системы на интервале одни сутки, с |
±5 |
Пределы допускаемой относительной погрешности одного ПК (активная электрическая энергия, активная электрическая мощность, %:
72,81,82, 85,90,91,94, 95,100, 105,106,111,116, 119, 123, 124, 127, 128, 133, 134, 139 «Городские ЭС»
|
±1,3 |
- каналы 1-19,22-28 «Восточные ЭС» |
±1,5 |
-каналы 1,2, 4,5,8-11, 14, 15,18-21,24-27,30-32,34-37,39-42,45-54,57-60, 63-70, 73-80, 83,84, 86-89, 92,93, 96-99, 101-104, 107-110, 112-115, 117, 118, 120-122, 125, 126, 130-132, 135-138 «Городские ЭС»
«Западные ЭС»
«КАТЭКэлектросеть»
45-48,50-55 «Минусинские ЭС»
-каналы 1,2,5-8,10,11,13-16,18,19,22,23,28,30,31,34,35,39-49,51-54 «Северные ЭС»
|
±1,6 |
|
+1,9 |
- каналы 37,38 «Северные ЭС» |
±3,6 |
Пределы допускаемой относительной погрешности одного измерительного канала (реактивная электрическая энергия, реактивная электрическая мощность, %: - каналы 1-19,22-28 «Восточные ЭС» |
±1,6 |
72, 81, 82, 85, 90, 91,94, 95,100,105,106,111,116,119,123, 124, 127, 128, 133, 134, 139 «Городские ЭС»
|
±2,1 |
Окончание таблицы 3
1 |
2 |
Пределы допускаемой относительной погрешности одного измерительного канала (реактивная электрическая энергия, реактивная электрическая мощность, %: - каналы 1-19,22-28 «Восточные ЭС» |
±1,6 |
72,81,82, 85, 90,91,94, 95, 100, 105, 106, 111, 116, 119, 123, 124, 127, 128, 133, 134, 139 «Городские ЭС»
|
±2,1 |
60, 63-70, 73-80, 83,84, 86-89, 92,93, 96-99, 101-104, 107-110, 112-115, 117, 118, 120-122, 125, 126, 130-132, 135-138 «Городские ЭС» -каналы 1,2,5-9,11-14,17-20,23-26,29,30,32,33,35-39,41,42,44,45 «Западные ЭС» -каналы 1,2,5,6,9-12,14,15,18,19,22,23,26,27,29-32,35-45,47,48,50 «КАТЭКэлектросеть»
45-48,50-55 «Минусинские ЭС»
«Северные ЭС»
|
±2,2 |
|
±2,4 |
- каналы 37,38 «Северные ЭС» |
±4,0 |
Примечания:
-
1) характеристики погрешности даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
-
2) в качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95 для значений относительной погрешности, рассчитанных по метрологическим характеристикам средств измерений для рабочих условий эксплуатации АИИС, входящих в канал, при номинальном токе нагрузки и коэффициенте мощности от 0,7 инд. до 0,7 емк.
Условия эксплуатации АИИС.
Сеть переменного тока - стандартная 50 Гц 110 кВ по ГОСТ 721 и 220 В по
ГОСТ 21128 (электропитание компонентов АИИС) с параметрами по ГОСТ 13109;
Температура окружающего воздуха, °C, для:
от -60 до 45; от -10 до 40;
от 5 до 35.
-
- трансформаторов тока и напряжения 110 кВ
-
- счетчиков, УСПД
-
- средств сбора, обработки, передачи и представления данных (маршрутизаторы, АРМ, серверы и др.)
Относительная влажность воздуха, %
от 30 до 80. от 84 до 106.
1;
0,99.
Атмосферное давление, кПа
Показатели надежности:
-
- среднее время восстановления, ч, не более
-
- коэффициент готовности, не менее
Надежность системных решений:
Механическая устойчивость к внешним воздействиям обеспечивается защитой кабельной системы путем использования кабельных коробов, гофро- и металлорукавов, стяжек; технические средства АЛИС 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), а также источников бесперебойного питания (в ИВК).
Защита информации от несанкционированного доступа на программном уровне включает в себя установку паролей на счетчики, УСПД и серверы. Электрические события (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.