Номер по Госреестру СИ: 60145-15
60145-15 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Новосибирскэнерго" (вторая очередь)
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Новосибирскэнерго» (вторая очередь) (далее АИИС) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.
Программное обеспечение
В ИВК генерации и ИВК АИИС используется программное обеспечение из состава ИКМ «Пирамида». Метрологически значимая часть программного обеспечения и ее идентификационные признаки приведены в таблицах 2 и 3.
Таблица 2 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК
Новосибирской ТЭЦ-4
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификацио нный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Другие идентификаци онные данные |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
AdjSDT.dll |
1.0.1.12 |
5689ef03 |
- |
CRC32 |
dtats80020.dll |
1.0.0.1 |
ac5e81ea |
- |
CRC32 |
dts.dll |
1.0.0.0 |
95747d3b |
- |
CRC32 |
PClients.dll |
1.0.0.7 |
3dd3aa00 |
- |
CRC32 |
PLosses.dll |
1.1.0.0 |
4e7dcb0e |
- |
CRC32 |
PRoundV alues.dll |
1.0.0.0 |
750ab74c |
- |
CRC32 |
PRunExe.dll |
1.0.0.1 |
3dc7f986 |
- |
CRC32 |
Set4tm02.dll |
1.0.0.6 |
7b5141f9 |
- |
CRC32 |
SiconS10.dll |
- |
9f16cbc9 |
- |
CRC32 |
StancSynchro.dll |
1.0.0.0 |
0673d491 |
- |
CRC32 |
Таблица 3 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО ИВК АИИС
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификацио нный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Другие идентификаци онные данные |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
AdjSDT.dll |
1.0.1.12 |
5689ef03 |
- |
CRC32 |
dtats80020.dll |
1.0.0.1 |
ac5e81ea |
- |
CRC32 |
dts.dll |
1.0.0.0 |
95747d3b |
- |
CRC32 |
PClients.dll |
2.0.0.0 |
335bdf36 |
- |
CRC32 |
PLosses.dll |
1.1.0.0 |
4e7dcb0e |
- |
CRC32 |
PRoundV alues.dll |
1.0.0.0 |
83bde524 |
- |
CRC32 |
PRunExe.dll |
1.0.0.1 |
3dc7f986 |
- |
CRC32 |
Set4tm02.dll |
1.0.0.6 |
7b5141f9 |
- |
CRC32 |
SiconS10.dll |
- |
9f16cbc9 |
- |
CRC32 |
StancSynchro.dll |
1.0.0.0 |
0673d491 |
- |
CRC32 |
Уровень защиты метрологически значимой части программного обеспечения в соответствии с рекомендациями по метрологии Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «средний».
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.01.01.03.02 ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Новосибирскэнерго» (вторая очередь). Паспорт-Формуляр АИИС».
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Новосибирскэнерго» (вторая очередь). Свидетельство об аттестации методики измерений № 214-01.00249-2014 от «28» ноября 2014 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии и мощности ОАО «Новосибирскэнерго» (вторая очередь)
1. ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
Поверка
Поверкаосуществляется в соответствии с документом 036-30007-2014-МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Новосибирскэнерго» (вторая очередь). Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» 25 ноября 2014 г.
Основное поверочное оборудование: миллитесламетр портативный ТП2-2У
(Госреестр № 16373-08), мультиметр АРРА-109 (Госреестр № 20085-11),
вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Госреестр № 22029-05), измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Госреестр № 23070-05), часы «Электроника 65» (Госреестр № 12899-91).
Поверка измерительных компонентов АИИС проводится в соответствии со следующими нормативными и техническими документами по поверке:
-
- измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
-
- измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.2162011;
-
- счетчиков электрической энергии «СЭТ-4ТМ.03» - в соответствии с документом ИГЛШ.411152.124 РЭ1, являющимся приложением к руководству по эксплуатации ИГЛШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
-
- контроллеров «СИКОН С70» - в соответствии с документом «Контроллеры
сетевые индустриальные «СИКОН С70. Методика поверки.
ВЛСТ 220. 00. 000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005 г.
-
- комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида» в соответствии с документом «комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Сибирский государственный ордена Трудового Красного Знамени научно-исследовательский институт метрологии» (ФГУП «СНИИМ»).Адрес: 630004 г. Новосибирск, проспект Димитрова, д. 4, тел. (383) 210-08-14,
Факс (383) 210-1360, E-mail: director@sniim.ru.
АИИС представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС выполняет следующие функции:
-
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
-
- периодический и 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;
-
- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
-
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны серверов организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
-
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т. п.);
-
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС;
-
- конфигурирование и настройка параметров АИИС;
-
- измерение времени.
АИИС имеет четырехуровневую структуру:
-
- первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
-
- второй уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ);
-
- третий уровень - информационно-вычислительные комплексы объектов генерации
(ИВК 1-го уровня).
-
- четвертый уровень - информационно-вычислительный комплекс АИИС (ИВК 2го уровня, расположен на Новосибирской ТЭЦ-5).
ИИК ТИ включают в себя:
-
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
-
- трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
-
- счётчики электроэнергии.
ИВКЭ включают в себя:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД). В качестве УСПД используется контроллер сетевой индустриальный «СИКОН С70» (Госреестр № 28822-05);
- каналы связи для передачи измерительной информации от ИИК в УСПД.
ИВК генерации включают в себя:
- комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида » (Госреестр № 29484-05);
- серверы сбора и баз данных на базе промышленного компьютера Front Man;
- устройство синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр № 28716-05);
- автоматизированные рабочие места.
К ИВК генерации относится ИВК Новосибирской ТЭЦ -4.
ИВК АИИС включает в себя:
- комплекс информационно-вычислительный «ИКМ-Пирамида » (Госреестр № 29484-05);
- сервер сбора данных на базе промышленного компьютера Front Man;
- сервер баз данных на базе промышленного компьютера ;
- автоматизированные рабочие места.
Принцип действия АИИС основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение) с использованием электромагнитных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения (ТН), измерении и интегрировании мгновенной мощности с использованием счетчиков электрической энергии, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности. За период сети из мгновенных значений мощности вычисляется активная мощность, из мгновенных значений тока и напряжения их среднеквадратические значения и, затем, полная мощность. Реактивная мощность вычисляется из значений активной и полной мощности.
Вычисленные значения активной и реактивной мощности каждого направления преобразуются в частоту следования импульсов. Во внутренних регистрах счетчиков осуществляется накопление импульсов, соответствующих каждому виду и направлению передачи электроэнергии в течение интервала времени 30 минут. По окончании этого интервала времени накопленное количество импульсов из каждого регистра переносится в долговременную энергонезависимую память с указанием времени измерений в шкале координированного времени UTC(SU).
УСПД один раз в 30 минут опрашивает счетчики электрической энергии и собирает результаты измерений, осуществляет обработку, заключающуюся в пересчете количества накопленных импульсов за период 30 минут в именованные величины, хранит результаты измерений в регистрах собственной памяти и передает их в ИВК генерации.
В ИВК генерации осуществляется:
- сбор данных с уровня ИВКЭ;
- обработка данных, заключающаяся в умножении приращений электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- хранение полученных в результате обработки приращений электроэнергии в базе данных;
- синхронизация времени УСПД ИВКЭ (контроллеров «СИКОН С70»);
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- автоматическая передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИВК АИИС;
На уровне ИВК АИИС осуществляется прием данных из ИВК генерации, занесение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в базу данных, визуальный просмотр результатов измерений и данных о состоянии средств измерений из базы данных, автоматический обмен данными коммерческого учета электроэнергии со смежными субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности, а также инфраструктурными организациями оптового рынка (в форматах 80020, 80030, 80040), в том числе:
- ОАО «АТС »;
- Филиал ОАО «СО ЕЭС » Новосибирское РДУ;
- ОАО «Новосибирскэнергосбыт»;
- другим заинтересованным субъектам ОРЭ.
АИИС выполняет измерение времени в шкале UTC следующим образом. ИВК генерации выполняет измерение времени, используя устройство синхронизации времени УСВ-1, входящее в его состав и обеспечивающее прием и обработку сигналов системы GPS в постоянном режиме по протоколу NTP. Далее, шкала времени передается на уровень ИВКЭ. Коррекция времени УСПД осуществляется один раз в 30 минут по условию, если поправка часов УСПД превышает ± 1 с относительно шкалы времени ИВК 1-го уровня. УСПД, в свою очередь, при опросе счетчиков осуществляет проверку поправки шкалы времени счетчиков. И, если поправка часов счетчиков превышает ± 1 с относительно шкалы времени УСПД, последний осуществляет синхронизацию шкалы времени счетчиков, но не чаще 1 раза в сутки.
Информационные каналы связи в АИИС построены следующим образом:
- посредством кабеля с использованием интерфейса RS-485 для передачи данных от ИИК ТИ в ИВКЭ;
- посредством кабеля с использованием интерфейса RS-232 для передачи данных от ИВКЭ в ИВК генерации;
- посредством кабеля с использованием интерфейса «Токовая петля» для передачи данных от ИВКЭ в ИВК генерации;
- посредством кабеля с использованием интерфейса RS-485 для передачи данных от ИВКЭ в ИВК генерации;
- посредством радиоканала стандарта GSM с использованием GSM/GPRS модема для передачи данных от ИВКЭ в ИВК генерации (точки измерений за пределами генераторных станций);
- посредством ЛВС IEEE 802.3 для передачи данных от ИВК генерации в ИВК АИИС.
- посредством ЛВС IEEE 802.3 с выходом в сеть Internet для передачи данных в ОАО «АТС» и другим субъектам ОРЭ.
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
Перечень измерительных компонентов в составе ИК АИИС приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Перечень измерительных компонентов (СИ) в составе ИК АИИС
№ ИК |
Наименование ИК |
Класс точности, коэффициент преобразования, № Госреестра СИ |
Тип СИ, модификация | ||
107 |
ТСН-2КВ ТЭЦ-4 |
ТТ |
КТ 0,5S; Г. р. № 38202-08; Ктт=1500/5 |
А |
ТПЛ-СЭЩ-10, мод. ТПЛ-СЭЩ-10-21 |
В |
ТПЛ-СЭЩ-10, мод. ТПЛ-СЭЩ-10-21 | ||||
С |
ТПЛ-СЭЩ-10, мод. ТПЛ-СЭЩ-10-21 | ||||
ТН |
КТ 0,5; Г. р. № 3344-08; Ктн=10000:^3/100:^3 |
ЗНОЛ.06, мод. ЗНОЛ.06-10У3 | |||
Счетчик |
КТ 0,5S/1, Г. р. № 27524-04; Ксч=1 |
СЭТ-4ТМ.03, мод. СЭТ-4ТМ.03.01 | |||
УСПД |
Г. р. № 28822-05; Куспд=30000 |
СИКОН С70 |
Комплектность АИИС представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС
Трансформаторы тока | |
ТПЛ-СЭЩ-10 |
3 шт. |
Трансформаторы напряжения | |
ЗНОЛ.06 |
3 шт. |
Счетчики электрической энергии: | |
СЭТ-4ТМ.03 |
1 шт. |
Технические средства ИВКЭ | |
УСПД «СИКОН С70» |
1 шт. |
Технические средства ИВК | |
ИКМ «Пирамида» |
2 шт. |
Документация | |
АИИС КУЭ.01.01.03.02 ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Новосибирскэнерго» (вторая очередь). Паспорт-Формуляр АИИС» | |
036-30007-2014-МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Новосибирскэнерго» (вторая очередь). Методика поверки» |
Количество измерительных каналов................................................................................................1
Границы допускаемой относительной погрешности измерений
активной и реактивной электрической энергии, активной и реактивной средней мощности при доверительной вероятности
Р=0,951............................................................................................................ приведены в таблице 4
Пределы допускаемого значения поправки часов счетчиков
электрической энергии относительно шкалы времени UTC, с .................................. не более ± 5
Период измерений активной и реактивной средней электрической
мощности и приращений электрической энергии, минут............................................................30
Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут ..........................................30
Формирование XML-файла для передачи внешним системам............................автоматическое
Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления
результатов измерений в базу данных ................................................................... автоматическое
Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее,
лет .....................................................................................................................................................3,5
Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ ............................................ автоматическое
Рабочие условия применения компонентов АИИС:
- температура окружающего воздуха (кроме ТТ и ТН), °С ................... от 0 до плюс 40
- температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С........... от минус 40 до плюс 40
- частота сети, Гц.......................................................................................... от 49,5 до 50,5
- напряжение сети питания, В ....................................................................... от 198 до 242
- индукция внешнего магнитного поля, не более, мТл ..............................................0,05
Допускаемые значения информативных параметров:
-
- ток, % от 1ном.....................................................................................................от 2 до 120
-
- напряжение, % от ином..................................................................................от 90 до 110
-
- коэффициент мощности cos j .....................................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
-
- коэффициент реактивной мощности, sin j ................................0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк.
Таблица 4 - Границы допускаемой относительной погрешности измерений
I, % от 1||о\| |
cos j |
Границы допускаемой основной относительной погрешности измерений для ИК № 107 |
Границы допускаемой относительной погрешности измерений в рабочих условиях применения для ИК № 107 | ||
dwOA, % |
3woOP, % |
3wa, % |
дж/', % | ||
2 |
0,5 |
± 4,8 |
± 2,5 |
± 5 |
± 2,9 |
2 |
0,8 |
± 2,6 |
± 4 |
± 2,9 |
± 4,3 |
2 |
0,865 |
± 2,3 |
± 4,9 |
± 2,6 |
± 5,2 |
2 |
1 |
± 1,7 |
- |
± 1,8 |
- |
5 |
0,5 |
± 3 |
± 1,8 |
± 3,2 |
± 2,1 |
5 |
0,8 |
± 1,7 |
± 2,6 |
± 2,1 |
± 2,9 |
5 |
0,865 |
± 1,5 |
± 3,1 |
± 1,9 |
± 3,4 |
5 |
1 |
± 1,2 |
- |
± 1,4 |
- |
20 |
0,5 |
± 2,3 |
± 1,5 |
± 2,6 |
± 2 |
20 |
0,8 |
± 1,4 |
± 2,1 |
± 1,8 |
± 2,4 |
20 |
0,865 |
± 1,2 |
± 2,4 |
± 1,7 |
± 2,7 |
20 |
1 |
± 1 |
- |
± 1,2 |
- |
100, 120 |
0,5 |
± 2,3 |
± 1,5 |
± 2,6 |
± 2 |
100, 120 |
0,8 |
± 1,4 |
± 2,1 |
± 1,8 |
± 2,4 |
100, 120 |
0,865 |
± 1,2 |
± 2,4 |
± 1,7 |
± 2,7 |
100, 120 |
1 |
± 1 |
- |
± 1,2 |
- |