Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии «ТК Ярославский» (далее-АИИС КУЭ), предназначена для измерения электрической энергии, потребляемой объектами ООО «ТК Ярославский», 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.00 (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), 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 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 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.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ на уровне ИВК установлено программное обеспечение (ПО) «Энергосфера 7.0.64».
Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения приведены в таблице 1. Таблица 1- Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значения |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | ПО «Энергосфера 7.0.64» |
| Идентификационное наименование ПО | 7.0.64 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 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
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
| Номер измерительного канала | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | В О |
| 1 | ООО «ТК Ярославский» Ввод 110 кВ, Т-1 110 кВ | Т0ГФ-110У1 200/5; КТ 0,2S А: зав. № 1528 В: зав. № 1529 С: зав. № 1530 | ЗН0Г-110 (110000: V3)/ (100:V3) КТ 0,2 А: зав. № 260 В: зав. № 261 С: зав. № 262 | СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 зав. № 0801160038 | УСВ-1, зав. № 452 | Активная Реактивная |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала (далее-ИК) при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ток (0,01-1,2) 1ном, 0,5 инд.<сов ф<0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от - 40 до + 60 °С, для счетчиков электрической энергии от - 20 до + 70°С, для сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблицах 3, 4.
Таблица 3-Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации.
| № п/п | Номер ИК | Диапазон значений cos ф | Тип нагрузк и | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации, ± (%) |
| 1< !раб <2 | 2< !раб<5 | 5< !раб<20 | 20< Храб100 | 100<I раб<120 |
| 1 | 1 | 0,5 < cos ф < 0,8 | инд. | не норм. | 1,9 | 1,3 | 1,0 | 1,0 |
| 0,8 < cos ф< 0,866 | инд. | не норм. | 1,2 | 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 | 0,6 | 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 |
| 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 |
Таблица 4- Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации
| № п/п | Номер ИК | Диапазон значений cos ф | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации,± (%) |
| 1< !^раб <2 | 2< !^раб <5 | 5< W <20 | 20< Iраб <100 | 100< !,аб <120 |
| 1 | 1 | 0,5 < cos ф < 0,8 | не норм. | 1,9 | 1,3 | 1,2 | 1,2 |
| 0,8 < cos ф< 0,866 | не норм. | 2,2 | 1,5 | 1,3 | 1,4 |
| 0,866 < cos ф< 0,9 | не норм. | не норм. | 1,7 | 1,5 | 1,5 |
| 0,9 < cos ф < 0,95 | не норм. | не норм. | 2,3 | 1,9 | 2,0 |
| 0,95 < cos ф < 1 | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. |
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ^ом; ток (0,01-1,2) !ном, cos ф=0,9 инд; температура окружающей среды (20 ± 5) °С приведены в таблицах 5, 6.
Таблица 5- Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации
| № п/п | Номер ИК | Диапазон значений cos ф | Тип нагрузк и | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации, ± (%) |
| 1< !раб <2 | 2< !раб<5 | 5< !раб<20 | 20< W00 | 100<I раб<120 |
| 1 | 1 | 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 |
| 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 относительной погрешности измерительного канала АИИС КУЭ при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях эксплуатации
| № п/п | о, е ме о К | Диапазон значений cos ф | Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях эксплуатации,± (%) |
| 1< 1раб <2 | 2< 1раб <5 | 5< 1раб <20 | 20< 1раб <100 | 100< 1раб <120 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 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. |
Основные технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 7. Таблица 7- Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование характеристики | Значение |
| | Номинальный ток: | первичный (1н1) | 200 А |
| | вторичный (1н2) | 5 А |
| | Диапазон тока: | первичного (I1) | от 2 до 200 А |
| | вторичного (I2) | от 0,05 до 5 А |
| | Номинальное напряжение: | первичное (ин1) | 110:^3 кВ |
| | вторичное (ин2) | 100:^3 В |
| | Диапазон напряжения: | первичное (ин1) | от 104,5:V3 до 115,5:^3 кВ |
| 1 | вторичное (ин2) | от 95:^3 до 105:^3 В |
| | Коэффициент мощности cos j | от 0,5 до 1 |
| | Номинальная нагрузка ТТ | 20 В-А |
| | Допустимый диапазон нагрузки ТТ | от 5 до 20 В-А |
| | Допустимое значение ^s j2 во вторичной цепи нагрузки ТТ | от 0,8 до 1,0 |
| | Номинальная нагрузка ТН | 150 В-А |
| | Допустимый диапазон нагрузки ТН | от 37,5 до 150 В-А |
Надежность применяемых в системе компонентов: электросчётчик СЭТ -4ТМ
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч,
- средний срок службы-30 лет;
Сервер
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 15843 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более tв = 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; журнал 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 3 0 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность средств измерения
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства измерений Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 7.
Таблица 7- Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование компонента системы | Номер в Гос.реестре средств измерений | Количество (шт.) |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | 36697-12 | 1 |
| СЭТ-4ТМ.03М (модификация СЭТ-4ТМ.03М.00),КТ 0,2S/0,5 |
| Трансформатор тока ТОГФ-110У1, КТ 0,2S | 44640-11 | 3 |
| Трансформатор напряжения ЗНОГ-110, КТ 0,2 | 23894-12 | 3 |
| Устройство синхронизации системного времени УСВ-1 | 28716-05 | 1 |
| Коммуникационный сервер HP Proliant ML370G5 | - | 1 |
| Сервер БД Proliant DL360e Gen8 | - | 1 |
| ПО «Энергосфера 7.0.64» | - | 1 |
| Наименование документации | | |
| Методика поверки МП 4222-07-7705939064-2016 | | 1 |
| Формуляр ФО 4222-07-7705939064-2016 | | 1 |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом МП 4222-07-7705939064-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии «ТК Ярославский». Методика поверки", утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 17.06.2016.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
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.00 в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, утвержденной ФБУ "Нижегородский ЦСМ" 04.05.12 г.
-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 № 33750-1
Сведения о методах измерений
Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии «ТК Ярославский» приведены в документе- «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии «ТК Ярославский»-МВИ 4222-07-7705939064-2016. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 130/RA.RU 311290/2015/2016 от 02 июня 2016 г.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии «ТК Ярославский»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. 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)
64975-16: Методика поверки МП 4222-07-7705939064-2016Скачать774.0 Кб