![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии для энергоснабжения ООО "ТК Елецкие овощи"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии для энергоснабжения ООО "ТК Елецкие овощи"")
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии для энергоснабжения ООО "ТК Елецкие овощи"
- ООО "Электроконтроль", Москва
-
Скачать
66225-16: Методика поверки МП 4222-08-7705939064-2016Скачать1.1 Мб
66225-16: Описание типа СИСкачать107.4 Кб
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии для энергоснабжения ООО «ТК Елецкие овощи» (далее-АИИС КУЭ), предназначена для измерения электрической энергии, потребляемой объектами ООО «ТК Елецкие овощи», 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).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий 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.16 (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, указанных в таблице 2 (1 точка 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-вычислительный комплекс (ИВК), выполняющий функции измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), содержит в своем составе: коммуникационный сервер HP Proliant ML370G5, сервер БД Proliant DL360e Gen8, технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации, устройство синхронизации системного времени УСВ-1(ГР №28716-05), устройство бесперебойного питания сервера (UPS), коммуникационное оборудование, программное обеспечение «Энергосфера 7.0.64».
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 (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-1, установленного на уровне ИВК. Устройство синхронизации системного времени включает в себя GPS-приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования 1 раз в час. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS-приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS-приемника на ±1 с. Сверка часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ±1 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 7.0.64» Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПО «Энергосфера 7.0.64» приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПО «Энергосфера 7.0.64»
| Идентификационные данные (признаки) | Значения |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | ПО "Энергосфера 7.0.64" |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 7.0.64 |
| 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 - высокий.
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.
Технические характеристики
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 о Н | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | В О У | |||
| 1 | ООО "ТК Елецкие овощи" Ввод 1 110 кВ | ТОГФ-110У1 600/1 КТ 0,2S А: зав. № 2154 В: зав. № 2155 С: зав. № 2156 | ЗНОГ -110 III 0,2/0,5/3Р-УХЛ1 (110:V3)/(0,1:V3) КТ 0,2 А: зав. № 390 В: зав. № 391 С: зав. № 392 | СЭТ-4ТМ-03М.16 КТ 0,2S/0,5 зав. № 0806160094 | УСВ-1, зав № 452 | Активная Реактивная |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ином, ток (0,01-1,2) !ном, 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 электроэнергии в рабочих условиях
| Номер ИК | Диапазон значений cos ф | Тип нагрузки | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях, % | ||||
| §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 |
| 1 | 0,5 < cos ф < 0,8 | инд. | не норм. | ±1,9 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 0,8 < cos ф< 0,866 | инд. | не норм. | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 | |
| 0,866 < cos ф< 0,9 | инд. | не норм. | ±1,1 | ±0,7 | ±0,6 | ±0,6 | |
| 0,9 < cos ф< 0,95 | инд. | не норм. | ±1,1 | ±0,7 | ±0,6 | ±0,6 | |
| 0,95 < cos ф< 0,99 | инд. | не норм. | ±1,0 | ±0,7 | ±0,6 | ±0,6 | |
| 0,99 < cos ф < 1 | инд. | не норм. | ±0,9 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | |
| cos ф = 1 | - | ±1,0 | ±0,9 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | |
| 0,8 < cos ф < 1 | емк. | не норм. | ±1,2 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,7 |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях
| о, е S о К | Диапазон значений cos ф | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях, % | ||||
| бр/о, 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 |
| 1 | 0,5 < cos ф < 0,8 | не норм. | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,8 < cos ф< 0,866 | не норм. | ±2,3 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,6 | |
| 0,866 < cos ф< 0,9 | не норм. | не норм. | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,9 < cos ф < 0,95 | не норм. | не норм. | ±2,4 | ±2,1 | ±2,2 | |
| 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 j < 1,0; температура окружающей среды (20±5) °С приведены в таблицах 5,6.
Таблица 5 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии
| о, е ме о К | Диапазон значений cos ф | Тип нагрузки | Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электроэнергии, % | ||||
| §1%, 11%£1изм<12% | б2%, 12%£1изм<15% | §5%, 15%£1изм<120% | 120%£1изм<1100% | б100%, 1100%£1изм£1120% | |||
| 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 | |
| 0,9 < cos ф< 0,95 | инд. | не норм. | ±1,0 | ±0,7 | ±0,5 | ±0,5 | |
| 1 | 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 | |
| cos ф = 1 | - | ±1,0 | ±0,9 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | |
| 0,8 < cos ф < 1 | емк. | не норм. | ±1,2 | ±0,9 | ±0,6 | ±0,6 | |
Таблица 6 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии
| о, е S о К | Диапазон значений cos ф | Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электроэнергии, % | ||||
| §1%, ^/о^изм^/о | d2%, 12%£1изм<15% | §5%, 15%£1изм<120% | ^О0/» 120%£1изм<1100% | SlOO0/» 1100%£1изм£1120% | ||
| 1 | 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
- 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 ^ = 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 | Номер в Гос.реестре средств измерений | Количество |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М (модификация СЭТ-4ТМ.03М.16), КТ0^/0,5 | 36697-12 | 1 шт. |
| Трансформатор тока ТОГФ-110У1, КТ 0,2S | 61432-15 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения ЗНОГ -110 III 0,2/0,5/3Р-УХЛ1, КТ 0,2 | 61431-15 | 3 шт. |
| Устройство синхронизации системного времени УСВ-1 | 28716-05 | 1 шт. |
| Коммуникационный сервер HP Proliant ML370G5 | 1 комплект | |
| Сервер БД Proliant DL360e Gen8 | 1 комплект | |
| ПО «Энергосфера 7.0.64» | 1 комплект | |
| Наименование документации | ||
| Методика поверки МП 4222-08-7705939064-2016 | 1 экз. | |
| Формуляр ФО 4222-08-7705939064-2016 | 1 экз. | |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-08-7705939064-2016. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии для энергоснабжения ООО «ТК Елецкие овощи». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 26 октября 2016 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.16 в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1.
-устройство синхронизации времени УСВ-1 в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12. 2004 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04.
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5». ГР № 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
Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии для энергоснабжения ООО «ТК Елецкие овощи» приведены в документе - «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии для энергоснабжения ООО «ТК Елецкие овощи» - МВИ 4222-08-7705939064-2016. Методика (метод) аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 145/RA.RU 311290/2015/2016 от 25 октября 2016 г.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии для энергоснабжения ООО «ТК Елецкие овощи»
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. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)