Номер по Госреестру СИ: 70931-18
70931-18 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ветроэлектрической станции в Ульяновской области ПАО "Фортум"
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ветроэлектрической станции в Ульяновской области ПАО «Фортум» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера».
ПК «Энергосфера» предназначен для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счётчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчётности виде, взаимодействия со смежными системами.
ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту результатов измерений, данных о состоянии средств и объектов измерений, Доступ к ПК «Энергосфера» с целью параметрирования и считывания данных защищен паролями ПК «Энергосфера» и паролем операционной системы в соответсвии с правами доступа.
Программное обеспечение счетчиков электрической энергии защищено от параметрирования и считывания данных паролями в соответсвии с правами доступа.
Метрологически значимой частью ПК «Энергосфера» является программный модуль сервера опроса «Библиотека» с наименованием файла pso_metr.dll. Данный модуль выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Идентификационные данные ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
Идентификационное наименование ПО |
ПК «Энергосфера» |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Не ниже 8.0 |
Цифровой идентификатор ПО |
CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
MD5 |
Уровень защиты ПО АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений согласно Р 50.2.077-2014 соответствует уровню «высокий».
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в эксплуатационном документе.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ветроэлектрической станции в Ульяновской области ПАО «Фортум»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 206.1-047-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ветроэлектрической станции в Ульяновской области ПАО «Фортум». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «28» февряля 2018 г.
Основные средства поверки:
-
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
-
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
-
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
-
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...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»;
-
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
-
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
-
- для счетчиков Альфа А1800 по документам: ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
-
- для УСПД ЭКОМ-3000 - в соответствии с методикой «ГСИ. Программнотехнический измерительный комплекс ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
-
- радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04;
-
- термогигрометр «CENTER» (мод. 315), рег. № 22129-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ, с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энрима-Системс» (ООО «Энрима-Системс») ИНН 5906124484
Юридический адрес: 614017, РФ, Пермский край, г. Пермь, ул. Уральская, д. 93
Адрес: 614033, РФ, Пермский край, г. Пермь, ул. Куйбышева, д. 118, офис 402 Телефон/факс: +7 (342) 249-48-38
Web-сайт: www.enrima.ru
E-mail: info@enrima.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119361, г. Москва, ул. Озерная, д. 46
Телефон: +7 (495) 437-55-77
Факс: +7 (495) 437-56-66
Web-сайт: www.vniims.ru
E-mail: office@vniims.ru
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
-
1- й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,2S в режиме измерений активной электроэнергии и 0,5 в режиме измерений реактивной электроэнергии, технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура) установленные на объектах АИИС КУЭ.
-
2- й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, который включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), и технические средства приема-передачи данных.
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер, обеспечивающий функции сбора, хранения, предоставления результатов измерений; автоматизированные рабочие места (АРМ), установленные на объекте, и АРМ, обеспечивающие удаленный доступ; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура).
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
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. 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 по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование унифицированных сигналов в значения измеряемых величин, получение данных, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на третий уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется вычислние электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и храннение поступающей информации. Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл с результатами измерений в формате XML. Передача коммерческой информации с верхнего уровня АИИС КУЭ в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежнымым субъектам ОРЭ, сетевым организациям осуществляется в ручном режиме по электронной почте в виде электронного документа XML (80020, 80040, 80050) с подтверждением его подлинности электронной подписью ответсвенного сотрудника исполнительного аппарата ПАО «Фортум». Для обмена информацией используется резервированный канал связи (интернет-соединение).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ) на уровне ИВКЭ, созданной на основе ГЛОНАСС/GPS приемника, встроенного в УСПД. СОЕВ предназначено для измерения (формирования, счета) текущих значений даты и времени (с коррекцией времени, осуществляемой по сигналам спутников глобальной системы позиционирования - ГЛОНАСС/GPS). Источником сигналов точного времени является встроенный в УСПД ГЛОНАСС/GPS-приёмник, сличение постоянно, рассинхронизация при наличии связи со спутником не более ±1 мс.
УСПД осуществляет коррекцию времени сервера ИВК и счетчиков. Сличение времени счетчиков со временем УСПД один раз в сутки, корректировка времени выполняется при расхождении времени счетчиков и УСПД более чем ±2 с.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - | ||
Наименование |
Обозначение |
Количество, шт./экз. |
Трансформаторы тока |
ТОГФ-110 |
6 |
Трансформаторы тока шинные |
ТШЛ-0,66 |
42 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОГ-110 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
TTV050 |
39 |
Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные |
A1802RAL-P4GB-DW-4 |
16 |
УСПД |
ЭКОМ-3000 |
1 |
Методика поверки |
МП 206.1-047-2018 |
1 |
Паспорт-Формуляр |
Э-843-1-ПФ |
1 |
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
Наименование присоединения |
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД | |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 | |
1 |
ПС 110 кВ ВЭС, ОРУ 110 кВ, ввод В 110 Т-1 со стороны линейного портала |
ТОГФ-110 300/1 Кл. т. 0,2s Рег. № 61432-15 |
ЗНОГ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 61431-15 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
2 |
ПС 110 кВ ВЭС, ОРУ 110 кВ, ввод В 110 Т-2 со стороны линейного портала |
ТОГФ-110 300/1 Кл. т. 0,2s Рег. № 61432-15 |
ЗНОГ-110 110000:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 61431-15 |
A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
3 |
КТП 1, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 1 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
4 |
КТП 2, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 2 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
5 |
КТП 3, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 3 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-11 | |
6 |
КТП 4, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 4 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
7 |
КТП 5, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 5 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
8 |
КТП 6, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 6 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
9 |
КТП 7, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 7 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
10 |
КТП 8, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 8 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
П Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
11 |
КТП 9, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 9 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 |
12 |
КТП 10, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 10 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
13 |
КТП 11, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 11 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
14 |
КТП 12, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 12 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
15 |
КТП 13, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 13 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2s Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | |
16 |
КТП 14, ввод 0,69 кВ от ВЭУ 14 |
ТШЛ-0,66 3000/5 Кл. т. 0,2S Рег. № 64182-16 |
TTV050 800:^3/100:^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 45808-10 |
A1802RAL-P4GB- DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
Примечания:
-
1 Трансформаторы тока изготовлены по ГОСТ 7746-2001, ГОСТ 7746-2015 трансформаторы напряжения изготовлены по ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 1983-2015, счетчики изготовлены по ГОСТ 31819.22-2012, в режиме измерения активной электроэнергии и ТУ 4228-011-29056091-11 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
-
2 Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
3 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
Номера однотипных ИК |
Вид электроэнергии |
Границы основной погрешности, (±6), % |
Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), % |
Активная |
0,5 |
2,0 | |
1-16 | |||
Реактивная |
1,1 |
2,0 | |
Пределы допускаемой погрешности |
5 | ||
СОЕВ, (±6), |
с |
Продолжение таблицы 3___________________________________________________________
Примечания к таблице 3:
-
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
-
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% 1ном cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 30°С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики |
Значение |
1 |
2 |
Количество ИК АИИС КУЭ |
16 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
напряжение, % от ином |
от 99 до 101 |
ток, % от 1ном |
от 100 до 120 |
коэффициент мощности, cosj |
0,87 |
температура окружающей среды, °C |
от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
ток, % от 1ном |
от 1(2) до 120 |
коэффициент мощности, cosj |
от 0,5 инд до 0,8 емк |
температура окружающей среды, °C: | |
для ТТ и ТН |
от -60 до +40 |
для счетчиков |
от -40 до +60 |
для УСПД |
от 0 до +40 |
магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
0,5 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: | |
среднее время наработки до отказа, ч, не менее |
165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
72 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч , не менее |
88000 |
- среднее время восстановления работоспособности , ч |
24 |
ИВК: | |
коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
1 |
Глубина хранения информации | |
Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
сут, не менее |
45 |
ИВКЭ: | |
- суточных данных о тридцатиминутных приращениях | |
электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее |
45 |
ИВК: | |
- результаты измерений, состояние объектов и средств | |
измерений, лет, не менее |
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью системы гарантированного электропитания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по двум каналам связи;
Журналы событий счетчиков электроэнергии фиксируют время и даты наступления событий:
- факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- факты коррекции времени с фиксацией времени до и после коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления. В Журнале событий ИВКЭ автоматически фиксируются время и даты наступления следующих событий:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов
трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после
коррекции, величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
отключения питания.
Журнал событий ИВК фиксирует:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величину синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.,
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: - счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных измерительных цепей;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК. Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД ( функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).