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

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 2

Назначение

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

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую 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 (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени радиочасы МИР РЧ-02 (далее - УСВ), программное обеспечение (далее - ПО) ПК «УЧЕТ ЭНЕГОРЕСУРСОВ», каналообразующую аппаратуру и АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подлюченный к базе данных ИВК АО «Амуруголь» при помощи удаленного доступа по сети Internet.

Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов, в состав которых входит ПО, внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений РФ под № 36357-13.

Измерительные каналы (далее - 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 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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.

На верхнем - втором уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от АРМ энергосбытовой организации по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭП. АРМ энергосбытовой организации раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ - радиочасы МИР РЧ-02, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД АИИС КУЭ. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.

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

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕГОРЕСУРСОВ» версии не ниже 2.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. Программное обеспечение ПК «УЧЕТ ЭНЕГОРЕСУРСОВ» 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 «УЧЕТ ЭНЕГОРЕСУРСОВ».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

Программный комплекс СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ MirServsbor.msi

Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ EnergyRes.msi

Программа ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ MirReaderSetup.msi

Номер версии (идентификационный номер) ПО

2.0.0.1

2.5

2.0.9.0

Цифровой идентификатор ПО

7b30b09bbf536b7f45db

352b0c7b7023

55a532c7e6a3c30405d7

02554617f7bc

6dcfa7d8a621420f8a52 b8417b5f7bbc

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

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

о,

е

ме

о

К

Наименование объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПС 35/6 кВ «Зимняя», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5

ТОЛ-10 УТ2 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 786; Зав. № 460

3Н0Л.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 10531; Зав. № 11518; Зав. № 12632

МИР С-03.05Т-EQTLBMN -RG- 1T-H Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 39345616115125

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

2

ПС 35/6 кВ «Зимняя», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.14

Т0Л-10 УТ2 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 788; Зав. № 789

3НОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 9698; Зав. № 11714; Зав. № 9690

МИР С-03.05Т-EQTLBMN -RG- 1T-H Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 39345616115124

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

3

ПС 35/6 кВ «Пионерская», КРУН-6 кВ, с.ш. 6 кВ, яч.3

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 18271; Зав. № 5046

НТМИ-6-66 У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1398

МИР С-03.05Т-EQTLBMN -RG- 1T-H Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 39345615082277

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

1

2

3

4

5

7

8

9

4

ПС 35/6 кВ «Стела», ЗРУ-6 кВ, с.ш. 6 кВ, яч.2

ТЛМ-10-1 (1) У3 Кл. т. 0,5 600/5

Зав. № 1948150000005;

ТЛМ-10-1 У3 Зав. № 4030100000006;

ТЛМ-10-1 (1) У3 Зав. № 1948150000001

ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 8948; Зав. № 8949; Зав. № 8989

CE304 S32 602-JAAQ2HY Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 006483077000001

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

5

ПС 35/6 кВ «А», КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5

Т ОЛ-СЭЩ-10-21 У2 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 04666-10; Зав. № 04667-10

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5631

CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 106214382

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

6

ПС 35/6 кВ «А», КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.10

Т ОЛ-СЭЩ-10-21 У2 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 03577-10; Зав. № 03944-10

НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5592

CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 106214370

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,7

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 для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 6 от плюс 5 до плюс 35 °C.

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена измерительных компонентов оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

6

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 98 до 102

- ток, % от ^ом

от 100- до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, °C

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 5 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, °C

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,°C:

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C

от +10 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

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

для электросчетчика MOT С-03.05Т-EQТLBMN-RG-1Т-Н

290000

для электросчетчика CE304 S32 402-JAAQ2HY

120000

для электросчетчика CE304 S32 602-JAAQ2HY

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

-    среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

114

Электросчетчики:

40

-    тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

-    при отключении питания, лет, не менее 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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Амуруголь» 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.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. № СИ

Количество,

шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10 УТ2

6009-77

4

Трансформатор тока

ТПЛ-10

1276-59

2

Трансформатор тока

ТЛМ-10-1 (1) У3

48923-12

2

Трансформатор тока

ТЛМ-10-1 У3

2473-05

1

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2

32139-06

4

Трансформатор напряжения

3НОЛ.06-6У3

3344-72

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66 У3

2611-70

1

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6У3

3344-04

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

20186-05

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

MИР С-03.05Т-EQТLBMN-RG-1Т-Н

58324-14

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

CE304 S32 602-JAAQ2HY

31424-07

1

1

2

3

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

CE304 S32 402-JAAQ2HY

31424-07

2

У стройство синхронизации времени

Радиочасы МИР РЧ-02

46656-11

1

Программное обеспечение

ПК «УЧЕТ ЭНЕГОРЕСУРСОВ»

-

1

Сервер БД

HP Proliant ML110 G7

-

1

Методика поверки

МП 206.1-161-2017

-

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.428 ПФ

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-161-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Амуруголь». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 18 мая 2017 г. Основные средства поверки:

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

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

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков MOT С-03.05Т-EQТLBMN-RG-1Т-Н - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные электронные типа МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ФГУП «ВНИИМС» в июне 2014 г.;

-    счетчиков CE304 S32 602-JAAQ2HY - по документу ИНЕС.411152.064 Д1 «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехвазные СЕ 304. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2006 г.;

-    счетчиков CE304 S32 402-JAAQ2HY - по документу ИНЕС.411152.064 Д1 «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехвазные СЕ 304. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2006 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 46656-11;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%;

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 «Амуруголь», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Амуруголь»

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