Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Мосэнергосбыт" (филиал № 1 ЗАО МПБК "Очаково", г. Краснодар)

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 838 п. 28 от 23.07.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (филиал №1 ЗАО МПБК «Очаково», г. Краснодар) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, 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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - 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 (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер НР ProLiant DL360 G5 АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) типа РСТВ-01-01 (рег. № 67958-17) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

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 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 интерфейс RS-485 поступает на коммуникатор (или GSM-модем), а затем по GPRS-сети (основной канал связи) или GSM-сети (резервный канал связи) поступает на верхний уровень АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ, АРМ Филиала №1 ЗАО МПБК «Очаково» в г. Краснодаре и другие заинтересованные организации осуществляется от сервера с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ типа РСТВ-01-01, синхронизирующего собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ.Часы сервера синхронизируются по времени часов УСВ, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами сервера производится каждый сеанс связи со счетчиками (не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении с часами сервера вне зависимости от наличия расхождения, но не реже чем 1 раз в сутки. Время задержки в каналах связи составляет не более 0,2 с.

Журналы событий счетчика 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.

Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено.

Заводской номер 001.

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.

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

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

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.

Технические характеристики

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Номер ИК

Наименование ИК

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

TH

Счётчик

ивк

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ яч.З

ТИОЛ-10

Кл. т. 0,5 50/5 Per. № 1261-02

НТМК-10- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 355-49

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

2

РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ яч.4

ТИОЛ-10

Кл. т. 0,5 150/5 Per. № 1261-02

НТМК-10- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100

Per. № 355-49

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

3

РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ яч.13

ТПЛМ-10

Кл.т. 0,5 75/5 Per. № 2363-68

НТМК-10- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100

Per. № 355-49

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ яч.14

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 1276-59 тпол-ю Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 1261-02

НТМК-Ю- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 355-49

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

5

РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ яч.18

ТПОЛ-Ю

Кл.т. 0,5 50/5 Per. № 1261-02

НТМК-Ю- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 355-49

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

6

ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш.

6 кВ яч.11

ТПЛ-ЮУЗ Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1276-59 ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1261-02

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

7

ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш.

6 кВ яч.6

ТПЛ-ЮУЗ Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1276-59

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100

Per. №2611-70

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

8

ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш.

6 кВ яч.17

ТПЛ-ЮУЗ Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 1276-59

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш.

6 кВ яч.12

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 1276-59

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

10

ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш.

6 кВ яч.27

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 1276-59

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

И

ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш.

6 кВ яч.26

тпол-ю

Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1261-02

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

12

ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш.

6 кВ яч.35

ТПЛ-ЮУЗ Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1276-59

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

13

ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш.

6 кВ яч.24

ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 1261-02 ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 1276-59

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

14

ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш.

6 кВ яч.20

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 1276-59

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

15

ПС 110/10/6 кВ «ЗИП», ЗРУ 10/6 кВ, 2 с.ш.

6 кВ яч.47

ТПЛ-10

Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 1276-59

НАМИ-10-95 УХЛ2

Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №20186-05

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1Д

±2,3

±3,0

±4,7

16

ПС 110/10/6 кВ «ЗИП», ЗРУ 10/6 кВ, 1 с.ш.

6 кВ яч.19

ТПЛ-10 УЗ Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 1276-59

НТМИ-6-66

Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70

СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12

HP ProLiant DL360 G5

активная

реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АПИС 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 coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 16 от 0 до плюс 40 °C.

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

5 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.

6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС 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

16

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Г ц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos9

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 5 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 1,0 емк

- частота, Г ц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, оС

от -40 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

55000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

256554

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

35

- при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания ИВК 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:

- счётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

- счетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (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

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.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Количество, шт.

Трансформаторы тока

ТПОЛ-10

11

ТПЛМ-10

2

ТПЛ-10

19

Трансформаторы напряжения

НТМК-10-71У3

2

НТМИ-6-66

4

НАМИ-10-95 УХЛ2

1

Счётчики электрической энергии

СЭТ-4ТМ.ОЗМ

16

Устройство синхронизации времени

РСТВ-01-01

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Паспорт-Формуляр

ОЧ.07.2013-ПФ

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (филиал №1 ЗАО МПБК «Очаково», г. Краснодар), аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2008 от 02.06.2008 г., 105122, Москва, Щёлковское шоссе, 9.

Нормативные документы

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