Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "УралАТИ"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

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

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровненвую 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) ОАО «УралАТИ», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (рег. № 64242-16) 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 сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. СОЕВ оснащена УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-3 не более ±0,5 с. УСВ-3 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.

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

Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, 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 «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО 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

не ниже 8.0

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

Я

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование

объекта

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Вид

электро

энергии

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТП-12 6кВ, РУ-

ТПЛ-10-М-1 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 22192-07

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

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

активная

±1,2

±3,3

1

6кВ, 2сш 6кВ, яч.6

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

реактивная

±2,8

±5,6

2

ТП-9 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ ввод

ТНШЛ-0,66 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1673-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,2

0,4кВ Т-1

Рег. № 64450-16

реактивная

±2,4

±5,5

3

ТП-2

6/0,4кВ,РУ-

ТНШЛ-0,66 У2 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

±1,0

±3,2

0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1

Ктт 1500/5 Рег. № 1673-07

реактивная

±2,4

±5,5

4

ТП-10 6/0,4кВ,

Т0П-0,66 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

±1,0

±3,2

РУ-0,4кВ яч.6

Ктт 150/5 Рег. № 15174-06

реактивная

±2,4

±5,5

5

ТП-5 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ ввод

ТНШЛ-0,66 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 1673-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,2

0,4кВ Т-1

Рег. № 64450-16

реактивная

±2,4

±5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ТП-11 6кВ, РУ-

ТПОЛ-10-3 У3 Кл. т. 0,5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

±1,2

±3,3

6кВ, яч.1

Ктт 400/5 Рег. № 1261-08

Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

реактивная

±2,8

±5,6

7

ТП-1 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод

ТНШЛ-0,66 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1673-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,2

0,4кВ Т-2

Рег. № 64450-16

реактивная

±2,4

±5,5

8

ТП-10 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод

ТНШЛ-0,66 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1673-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,2

0,4кВ Т-2

Рег. № 64450-16

реактивная

±2,4

±5,5

9

ТП-10 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод

ТНШЛ-0,66 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1673-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,2

0,4кВ Т-1

Рег. № 64450-16

реактивная

±2,4

±5,5

10

ТП-11 6кВ, РУ-

ТПОЛ-10-3 У3 Кл. т. 0,5

НТМИ-6 Кл. т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

активная

±1,2

±3,3

6кВ, яч.10

Ктт 400/5 Рег. № 1261-08

Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70

реактивная

±2,8

±5,6

11

ТП-1 6/0,4кВ, РУ-0,4, ввод

ТНШЛ-0,66 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1673-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,2

0,4кВ Т-1

Рег. № 64450-16

реактивная

±2,4

±5,5

12

ТП-5 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ ввод

ТНШЛ-0,66 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 800/5 Рег. № 1673-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,0

±3,2

0,4кВ Т-2

Рег. № 64450-16

реактивная

±2,4

±5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

13

ТП-12 6кВ, РУ-6кВ 1сш, яч.5

ТПЛ-10-М-1 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 22192-07

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

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

14

ТП-9 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2

ТНШЛ-0,66 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1673-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

15

ТП-2 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2

ТНШЛ-0,66 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 1673-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

16

ТП-15 6кВ, РУ-6кВ, 1сш 6кВ, яч.7

ТПОЛ-10-3 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-08

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

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

17

ТП-15 6кВ, РУ-6кВ, 2сш 6кВ, яч.14

ТПОЛ-10-3 У3 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-08

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

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,6

18

ТП-5А 6/0,4кВ, 1ЩСУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-1

ТНШЛ-0,66 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 2000/5 Рег. № 1673-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

19

ТП-5А 6/0,4кВ, 1ЩСУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ Т-2

ТНШЛ-0,66 У2 Кл. т. 0,5 Ктт 2000/5 Рег. № 1673-07

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

20

Щит АВР 0,4кВ ф.ОАО «МТС»

Т0П-0,66 Кл. т. 0,5 Ктт 15/5 Рег. № 15174-06

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, 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=0,05 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 20 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-3 на аналогичное оборудование утвержденного типа.

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.

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

20

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 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, 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 ПСЧ-4ТМ.05МК.00

140000

для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.04

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

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.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип/Обозначение

Количество, шт./Экз.

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М-1 У2

4

Трансформатор тока

ТНШЛ-0,66 У2

36

Трансформатор тока

ТПОЛ-10-3 У3

8

Трансформатор тока

ТОП-0,66

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

14

Устройство синхронизации внемени

УСВ-3

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 095-2019

1

Паспорт-Формуляр

77148049.422222.150-ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 095-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «УралАТИ». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 04.10.2019 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 ПСЧ-4ТМ.05МК.00 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», согласованному с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу «Счетчик электрической энергии трехфазный электронный МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

-    УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), 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) ОАО «УралАТИ», 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