Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ООО "Энергосбытсервис"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии АИИС КУЭ ООО «Энергосбытсервис» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения электрической энергии, потребляемой объектами ООО «Энергосбытсервис», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (1 раз в сутки) и /или 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, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

-    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

1-й    уровень- измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 по ГОСТ 1983-01, многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (ГР № 36697-12) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, приведенные в таблице 2 (2 точки измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.

2-й    уровень - измерительно-вычислительные комплексы (ИВК), выполняющие функции измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), содержащие в своем составе: сервер БД Proliant DL360e Gen8, технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации, NTР-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS, входящий в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ, устройство бесперебойного питания сервера (UPS), коммуникационное оборудование, программное обеспечение «Энергосфера 8.0».

Первичные 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 преобразуют 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 через коммуникационное оборудование поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованным сторонами регламентом.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВС). В качестве источника синхронизации времени сервера используется КТР-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS , входящий в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющий получать шкалу точного времени по протоколу NTP с погрешностью передачи сигналов ±10 мс. В этом случае коррекция системного времени сервера производится не реже одного раза в час при расхождении показаний часов сервера и источника синхронизации времени на величину более чем ±1 с. Сверка часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ±2 с выполняется их корректировка. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ на уровне ИВК установлено программное обеспечение (ПО) «Энергосфера 8.0» Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПО «Энергосфера 8.0» приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПО «Энергосфера 8.0»_

Идентификационные данные (признаки)

Значения

1

2

Наименование ПО

ПО "Энергосфера 8.0"

Номер версии (идентификационный номер) ПО

8.0

Наименование файла

pso metr.dll

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

md5

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014- средний.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ

должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.

Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее - ИК), представлен в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ

ИКр

е

S

о

Я

Наименование

присоединения

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

В

О

У

1

2

3

4

5

6

7

1

ООО "ТК

Елецкие

овощи"

Ввод 1 110 кВ

ТОГФ-110У1

600/1 КТ 0,2S

ЗНОГ-110 III 0,2/0,5/3Р-УХЛ1 (110000:V3)/(100:V3) КТ 0,2

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5

NTP-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS , входящий в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ»

Активная/ Реактивная

2

ООО «ТК

Ярославский» Ввод 110 кВ, Т-1 110 кВ

ТОГФ-110У1

200/5 КТ 0,2S

ЗНОГ-110

(110000:V3)/(100:V3) КТ 0,2

СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ином, ток (0,01-1,2) 1ном, 0,5 < cos j < 1,0, допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 45°С, для счетчиков от минус 40 до плюс 55°С; для сервера от 10 до 40 °С приведены в таблицах 3, 4. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 5 до 40 °С

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях

Номер ИК

Коэффициент мощности cos ф

Тип нагрузки

Пределы допускаемой от канала при измере в

носительной погрешности измерительного нии активной электрической энергии рабочих условиях, %

бр/о,

11%£1изм<120%

б2%,

12%£1изм<15%

б5%,

15%£1изм<120%

§20%,

120%£1изм<1100%

§100%,

1100%£1изм£1120%

1

2

3

4

5

6

7

8

1, 2

0,5 < cos ф < 0,8

инд.

не норм.

±1,9

±1,3

±1,0

±1,0

1

2

3

4

5

6

7

8

0,8 < cos ф< 0,866

инд.

не норм.

±1,2

±0,8

±0,6

±0,7

0,866 < cos ф< 0,9

инд.

не норм.

±1,1

±0,7

±0,6

±0,6

1, 2

0,9 < cos ф< 0,95

инд.

не норм.

±1,0

±0,7

±0,6

±0,6

0,95 < cos ф< 0,99

инд.

не норм.

±1,0

±0,6

±0,5

±0,5

0,99 < cos ф < 1

инд.

не норм.

±0,9

±0,6

±0,5

±0,5

при

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях

о,

е

S

о

К

Коэффициент мощности cos ф

Пределы допускаемой от канала при измерен в

носительной погрешности измерительного ии реактивной электрической энергии рабочих условиях, %

§1%,

11%£1изм<12%

d2%,

!2%£!изм<!5%

§5%,

!5%£!изм<!20%

120%£1изм<1100%

Sioo^»

1100%£1изм£1120%

1

2

3

4

5

6

7

1, 2

0,5 < cos ф < 0,8

не норм.

±2,0

±1,4

±1,2

±1,3

0,8 < cos ф< 0,866

не норм.

±2,2

±1,6

±1,4

±1,4

0,866 < cos ф< 0,9

не норм.

не норм.

±1,8

±1,6

±1,6

0,9 < cos ф < 0,95

не норм.

не норм.

±2,3

±2,0

±2,0

0,95 < cos ф < 1

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) 1ном; 0,5< cos ф< 1,0; температура окружающей среды (23±2) °С приведены в таблицах 5,6.

Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях приведены в таблице 4.

Таблица 5 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии_

Номер ИК

Коэффициент мощности cos ф

Тип нагрузки

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии, %

§1%,

11%£1изм<12%

§2%,

12%£1изм<15%

§5%,

15%£1изм<120%

§20%,

120%£1изм<1100%

§100%,

1100%£1изм£1120%

1

2

3

4

5

6

7

8

0,5 < cos ф < 0,8

инд.

не норм.

±1,8

±1,3

±0,9

±0,9

0,8 < cos ф< 0,866

инд.

не норм.

±1,1

±0,8

±0,6

±0,6

0,866 < cos ф< 0,9

инд.

не норм.

±1,1

±0,7

±0,6

±0,6

1,2

0,9 < cos ф< 0,95

инд.

не норм.

±1,0

±0,7

±0,5

±0,5

0,95 < cos ф< 0,99

инд.

не норм.

±1,0

±0,6

±0,5

±0,5

0,99 < cos ф < 1

инд.

не норм.

±0,9

±0,6

±0,5

±0,5

Таблица 6 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии_

о,

е

S

о

Я

Коэффициент мощности cos ф

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии, %

§1%,

^“/о^изм^Уо

d2%,

12%£1изм<15%

§5%,

15%£1изм<120%

d20%,

120%£1изм<1100%

Sloo%,

1100%£1изм£1120%

1

2

3

4

5

6

7

1,2

0,5 < cos ф < 0,8

не норм.

±1,8

±1,1

±1,0

±1,0

0,8 < cos ф< 0,866

не норм.

±2,1

±1,3

±1,1

±1,1

0,866 < cos ф< 0,9

не норм.

не норм.

±1,5

±1,3

±1,3

0,9 < cos ф < 0,95

не норм.

не норм.

±2,1

±1,7

±1,7

0,95 < cos ф < 1

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

не норм.

Надежность применяемых в системе компонентов: электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч,

-    средний срок службы-30 лет; трансформатор тока (напряжения)

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;

Сервер

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 15843 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности не более tB = 1 ч;

Надежность системных решений:

-    резервирование питания с помощью устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи;

Регистрация событий: в журнале счётчика:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени; в журнале ИВК:

-    параметрирование;

-    попытка не санкционируемого доступа;

-    коррекция времени;

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:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)

-    установка пароля на счётчик;

-    установка пароля на сервер;

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 7.

Таблица 7- Комплектность АИИС КУЭ

Наименование компонента системы

Регистрационный номер в Информационном фонде

Количество

1

2

3

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М (модификация СЭТ-4ТМ.03М.16, СЭТ-4ТМ.03М.00), КТ 0,2S/0,5

36697-12

1 шт./1 шт.

Трансформатор тока ТОГФ-110У1, КТ 0,2S

61432-15

6 шт.

Трансформатор напряжения ЗНОГ-110 и модификация ЗНОГ-110 III 0,2/0,5/3Р-УХЛ1, КТ 0,2

61431-15

3 шт./3 шт.

NTР-сервер точного времени типа LANTIME М300/GPS

-

1 шт.

Сервер БД Proliant DL360e Gen8

-

1 шт.

ПО «Энергосфера 8.0»

-

1 шт.

Наименование документации

Методика поверки МП 4222-10-7705939064-2017

1 экз.

Формуляр ФО 4222-10-7705939064-2017

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-10-7705939064-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ООО «Энергосбытсервис». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 12 января 2017 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

-    радиочасы МИР РЧ-01, (регистрационный номер в Информационном фонде 27008-04);

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Информационном фонде 33750-12). Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие

определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии АИИС КУЭ ООО «Энергосбытсервис» - МВИ 4222-10-7705939064-2017. Методика (метод) аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №178 /RA.RU 311290/2015/2017 от 09 января 2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии АИИС КУЭ ООО «Энергосбытсервис»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

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

ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия;

ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (ГЕС 62053-23:2003, MOD)

Развернуть полное описание