Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии "ТК Ярославский"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

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)

Развернуть полное описание