Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Макфа"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Макфа» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АО «Макфа», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (рег. № 64242-16) (УСВ) и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 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 поступает на ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. ИВК выполняет: формирование и хранение поступающей информации; оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от ИВК с помощью электронной почты.

Передача информации, в программно-аппаратный комплекс АО «АТС», осуществляется от ИВК с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS). Погрешность часов УСВ не более ±0,5 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов ИВК. Коррекция часов ИВК проводится при расхождении более чем на ±0,1 с со временем приёмника, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации ИВК и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от ИВК с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и ИВК более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий ИВК отражают время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

м

о

К

Наименование ИК

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

Сервер/

УССВ

Основная погрешность , %

Погрешность в рабочих усло-виях,%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110 кВ Спортивная, ЗРУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, яч. 28, КЛ-10 кВ в сторону РП-10 кВ Макфа

Т0Л-10 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 7069-79

НТМИ-10-66 У3 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

VMware Virtual Platform/

УСВ-3 Рег. № 64242-16

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

2

ПС 110 кВ Спортивная, ЗРУ-10 кВ, 3 СШ 10 кВ, яч. 35, КЛ-10 кВ в сторону РП-10 кВ Макфа

ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1856-63

НТМИ-10-66 У3 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

3

ТП-2 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 3, КЛ-6 кВ 22-Мелькомбинат

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

4

ТП-2 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 11, КЛ-6 кВ 22-Мелькомбинат

ТЛК10-5У3 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-83

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

5

ТП-2 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 8, КЛ-6 кВ 26-Мелькомбинат

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ТП-2 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 14, КЛ-6 кВ 26-Мелькомбинат

ТЛК10-5У3 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 9143-83

НТМИ-6-66У3 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

VMware Virtual Platform/

УСВ-3 Рег. № 64242-16

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

7

ПС 110 кВ Заварухино, 3 СШ 10 кВ, яч. 302, КЛ-10 кВ №302

ТЛК-10 5У3 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 9143-06

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 2018600

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

8

ПС 110 кВ Заварухино, 4 СШ 10 кВ, яч. 404, КЛ-10 кВ №404

ТОЛ-СВЭЛ Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 42663-09

НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 1668713

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,6

9

ЦРП-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 20, ВКЛ-10 кВ в сторону ТП 10 кВ пос. Светлый

ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 7069-07

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

10

КТПН-2064 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, ввод-0,4 кВ

ТТИ-40 Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 28139-12

-

Меркурий 230 ART-03 PRIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-04

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,9

11

ТП-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, гр. 7, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ Школа №30

ТТИ-A Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 28139-12

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, гр. 20, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ Школа №30

ТТИ-A Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 28139-12

Меркурий 230 ART-03

активная

±1,0

±3,3

12

PQRSIDN

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

реактивная

±2,4

±5,9

13

ТП-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, гр. 8, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ ж/д пос. Мелькомбинат 2, 1-й участок, 3

ТТИ-A Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 28139-12

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

VMware Virtual Platform/

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,9

14

ТП-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, гр. 5, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ ж/д пос. Мелькомбинат 2, 1-й участок, 4

ТТИ-A Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 28139-12

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

УСВ-3 Рег. № 64242-16

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,9

15

ТП-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, гр. 19, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ ж/д пос. Мелькомбинат 2, 1-й участок, 4

ТТИ-A Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 28139-12

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,9

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК 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 cosj = 0,8 инд 1=0,02(0,05)- 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 15 от плюс 5 до плюс 35 °C.

4.    Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

5.    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

6.    Допускается замена УСВ на аналогичное оборудование утвержденных типов.

7.    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

15

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01

140000

для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01

140000

для электросчетчика Меркурий 230 ЛЯТ-00 РQRSIDN

150000

для электросчетчика Меркурий 230 AR^03 РRIDN

140000

для электросчетчика Меркурий 230 AR^03 РQRSIDN

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

Наименование характеристики

Значение

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки,

не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

45

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;

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);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    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 на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Наименование

Тип/Обозначение

Количество,

шт./Экз.

1

2

3

Трансформатор тока

ТОЛ-10 У3

2

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10У3

4

Трансформатор тока

ТЛК10-5У3

4

Трансформатор тока

ТЛК-10 5У3

2

Трансформатор тока

ТОЛ-СВЭЛ

2

Трансформатор тока

ТОЛ-10

2

Трансформатор тока

ТТИ-40

3

Трансформатор тока

ТТИ-A

15

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66 У3

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66У3

1

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

1

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2 УХЛ2

1

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 230 ARr-00 РQRSIDN

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 230 ART-03 РRIDN

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 230 ARr-03 РQRSIDN

5

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 116-2019

1

Паспорт-Формуляр

77148049.422222.153.ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 116-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Макфа». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 15.11.2019 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ»

03 апреля 2017 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.00.01 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;

-    счетчиков Меркурий 230 ЛЯТ-00 РQRSIDN, Меркурий 230 ЛЯТ-03 РQRSIDN - по документу «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованному с ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;

-    счетчиков Меркурий 230 ЛЯТ-03 РЯГО^ по документу «Методики поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной руководителем ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 14.11.2005 г.

-    радиочасы МИР РЧ-02, Рег. № 46656-11.

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.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Макфа», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

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

Развернуть полное описание