| Номер в госреестре | 65666-16 |
| Наименование СИ | Каналы информационно-измерительные № 119, 120 АИИС КУЭ филиала ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация" |
| Изготовитель | ООО "Спецэнергопроект", г.Москва |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Каналы информационно - измерительные № 119, 120 АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» - «Воронежская генерация» (далее - ИИК № 119, 120) предназначены для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации в составе системы информационно-измерительной автоматизированной коммерческого учета электроэнергии филиала ПАО «Квадра» - «Воронежская генерация» (далее - АИИС КУЭ), Рег. № 62840-15.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Измерительная часть счетчиков выполнена на основе многоканального, шестнадцатиразрядного аналого-цифрового преобразователя (АЦП). АЦП осуществляет выборки мгновенных значений величин напряжения и тока по шести каналам измерения, преобразование их в цифровой код и передачу по скоростному последовательному каналу микроконтроллеру. Микроконтроллер, по выборкам мгновенных значений напряжения и тока производит вычисление усредненных на интервале фиксированного измерительного окна значений активной мощности, среднеквадратических значений и тока в каждой фазе, производит их коррекцию по амплитуде, фазе и температуре.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает в АИИС КУЭ, где осуществляется:
- сбор, обработка и архивирование данных;
- умножение на коэффициенты трансформации;
- хранение информации в базе данных АИИС КУЭ;
- доступ к информации и ее передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ) и другие заинтересованные организации.
В состав ИИК № 119, 120 входят измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее -ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03М класса 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Счетчики электрической энергии обеспечены энергонезависимой памятью для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров.
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется в ИИК № 119, 120. Контроль времени в ИИК № 119, 120 производится от АИИС КУЭ. В случае расхождения времени счетчиков ИИК № 119, 120 с временем АИИС КУЭ на величину более ±1 с. выполняется автоматическая корректировка времени счетчиков.
Погрешность часов компонентов ИИК № 119, 120 и АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
ИИК № 119, 120 функционируют под управлением программного обеспечения (далее - ПО) «Энфорс АСКУЭ» в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Энфорс АСКУЭ»
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Модуль администратора (Enfadmin.exe) | B80F4F4656ED3BCA2CBD6BAE 501783CF | ||
| Модуль оперативного контроля (NewOpcon.exe) | 1374C5A36E8BACEFF6ADD7881 BB88BEC | ||
| Модуль оперативного контроля (New_Graph_KWN. exe) | 8EF7D6F661A2D38764E82E09A0 1D5 | ||
| Модуль формирования отчетов (NewReports.exe) | 2.2.12.3 | D2A12BAEDF77533F8B36C9B56 16BC6DB | MD5 |
| Модуль ручной обработки (Dataproc.exe) | A321BA7E0F168D6C7D37BC806 D12CBC0 | ||
| Модуль ручного и автоматического ввода данного (Medit.exe) | 0FB2E42D0CC73754FC2512F9AB FC5D7E | ||
| Модуль «Экспорт данных в Excel» (ExportToExcel 2000.exe) | 01DA6598B983CB8B62650A1652 566773 | ||
| Модуль экспорта-импорта данных в формате АСКП (Enf ASKP.exe) | 2.2.12.3 | FCB165EA38726E2DF6DB27C52 5358D4A | MD5 |
| Модуль формирования и отправки актов перетоков электроэнергии (макет 51070 XML) (NewM51070 18.10.2011.exe) | 17248E413195CC394019F0D3FF1 7B087 | ||
| Модуль формирования и отправки макетов 80020 в НП АТС (M80020 18.10.2011.exe) | C4B748E115B152572D07E90B5A FE8452 | ||
| Модуль формирования и отправка макета 80040 и 80050 (M80050.exe) | 625F522FE1A9C85B76AA366744 6CD8A4 | ||
| Модуль загрузки данных из текстовых файлов (LoadDataFromTXT. exe) | 7A48D7B7BCB883B1FAB50852E BBD84C2 | ||
| (Enfc_Log.exe) | DE6529F1492B527A8768BCF6FC 586D1A | ||
| Модуль настройки подключения к серверу Oracle (Enflogon.exe) | 6CB1DE1EF5CC2FB3B9C9C904E 36B0355 |
Метрологические характеристики ИИК № 119, 120, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО;
ПО «Энфорс АСКУЭ» входит в состав АИИС КУЭ;
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИИК № 119, 120 и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИИК № 119, 120 и их основные метрологические характеристики
| о, е м о Н | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК | |||||
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, ±% | Погрешность в рабочих условиях, ±% | ||
| 119 | ТЭЦ-2 ГРУ-6кВ яч.34 А АО «Электроагрегат» | ТЛП-10-2 М1АС Кл. т. 0,2S 100/5 Зав. № 16-27118; Зав. № 16-27119 | НАМИТ-10УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0397 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806160430 | - | активная реактивная | 0,8 1,8 | 1,6 2,6 |
| 120 | ТЭЦ-2 ГРУ-6кВ яч.34 Б ООО «Выбор» | ТЛП-10-2 М1АС Кл. т. 0,2S 600/5 Зав. № 16-27120; Зав. № 16-27121 | НАМИТ - 10УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 0397 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0806160373 | - | активная реактивная | 0,8 1,8 | 1,6 2,6 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИИК №119, 120 даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj=0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 119, 120 от плюс 10 до плюс 30 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3. Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК_
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 23 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от U^ | 98 до102 |
| - ток, % от ^ом | 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков и УСПД, С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Г лубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника 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 сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на каналы информационно -измерительные № 119, 120 АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» - «Воронежская генерация» типографским способом.
В комплект поставки входит техническая документация на ИИК № 119, 120 и на комплектующие средства измерений.
Комплектность ИИК № 119, 120 представлена в таблице 4.
| Таблица 4 - Комплектность ИИК № | fe 119, 120 | ||
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТЛП-10-2 М1АС | 30709-11 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ - 10УХЛ2 | 16687-97 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 36697-12 | 2 |
| Программное обеспечение | ПО «Энфорс АСКУЭ» | - | 1 |
| Методика поверки | - | - | 1 |
| Формуляр | - | - | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-069-2016 «Каналы информационно-измерительные № 119, 120 АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» - «Воронежская генерация». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2016 г.
Основные средства поверки:
- 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»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием каналов информационно-измерительных № 119, 120 АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» - «Воронежская генерация», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к каналам информационно-измерительныи № 119, 120 АИИС КУЭ филиала ПАО «Квадра» - «Воронежская генерация»
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
