Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ИК МЕГА"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ИК МЕГ А» (далее по тексту - 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 измерения.

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 30206-94, ГОСТ Р 52322-2005, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 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 каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) 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.

ИВК автоматически опрашивает счетчики АИИС КУЭ. В ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы (с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН) и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения

статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ. СОЕВ включает в себя УСВ-3, ИВК, счетчики электрической энергии.

Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет ИВК, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и ИВК на величину более ± 2 с.

Корректировка часов ИВК выполняется автоматически, от устройства синхронизации времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12). В комплект УСВ-3 входят антенный блок для наружной установки и блок питания с интерфейсами. Корректировка часов ИВК происходит ежесекундно.

СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже

± 5,0 с.

Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.

Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК 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 ООО «ИК МЕГА» используется ПО Энергосфера, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО 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 Энергосфера.

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

7.1

Цифровой идентификатор ПО

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

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

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

Порядковый

номер

Наименование объекта и номер ИК

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная

погрешность,

%

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Саратовская ТЭЦ-1 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, I сш-6 кВ, яч. 38, ф.630

ТПОЛ-10-3 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 3514; Зав. № 3515; Зав. № 3518

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4024; Зав. № 3767

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0111063006

-

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,9

2

Саратовская ТЭЦ-1 110/35/6 кВ, ГРУ-6 кВ, II сш-6 кВ, яч. 5, ф.650

ТПОЛ-10-3 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 3516; Зав. № 3517; Зав. № 3519

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 996; Зав. № 688

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0107060108

-

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±3,0

±4,9

3

ЦРП -6 кВ ООО

«Инвестиционная компания МЕГА», РУ-6 кВ, I сш - 6 кВ, яч. 27

ТПЛ-10с-У3 Кл. т. 0,5 150/5

Зав. № 0714100000001 Зав. № 0714100000002

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9352

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612080703

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

4

ЦРП -6 кВ ООО

«Инвестиционная компания МЕГА», РУ-6 кВ, II сш - 6 кВ, яч. 20

ТПЛ-10У3 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 27910; Зав. № 27800

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9646

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612080693

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

5

ЦРП - 6 кВ ООО

«Инвестиционная компания МЕГА», РУ-6 кВ, I сш - 6 кВ, яч. 25

ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 2665; Зав. № 1880

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9352

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1108150087

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

6

ЦРП - 6 кВ ООО

«Инвестиционная компания МЕГА», РУ-6 кВ, II сш - 6 кВ, яч. 28

ТЛК 10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 3149; Зав. № 3618

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9646

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105151311

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,3

±5,7

7

ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ф.1

Т-0,66 Кл. т. 0,5S 100/5 Зав. № 228361; Зав. № 532339; Зав. № 532335

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110152236

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

8

ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ф.2

Т-0,66 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 128945; Зав. № 189740; Зав. № 190618

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110152277

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

9

ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ф.3

Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 006454; Зав. № 006415; Зав. № 006456

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110152280

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,2

±5,6

10

ЩУ-0,4 кВ Власов В.П., ф.ввод от РЩ-5

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.24 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1110150005

-

активная

реактивная

±1,1

±2,4

±3,2

±6,4

11

ТП-3 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, II сш -0,4 кВ, ф.22

Т-0,66 Кл. т. 0,5S 200/5 Зав. № 233998; Зав. № 233995; Зав. № 234935

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110152269

-

активная

реактивная

±1,0

±2,4

±3,3

±5,7

12

ПР №1 0,4 кВ корпуса №3, РУ-0,4 кВ, ф.5

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.24 Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 1110150083

-

активная

реактивная

±1,1

±2,4

±3,2

±6,4

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.    Нормальные условия эксплуатации:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1,0 - 1,2) !ном, частота -(50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

а)    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) Ь^; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

б)    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) hi2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    относительная влажность воздуха (40 - 60) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа;

-    температура окружающего воздуха:

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М.12 от минус 40 до плюс 60 °C;

-    для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК от минус 40 до плюс 60 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.

в)    для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;

-    атмосферное давление (100 ± 4) кПа.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 12 от 0 до плюс 40 °C.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М.12 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

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;

-    журнал сервера БД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере БД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

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).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ИК МЕГА» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТПОЛ-10-3

1261-08

6

Трансформатор тока

ТПЛ-10с-У3

29390-05

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10У3

1276-59

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М

22192-07

2

Трансформатор тока

ТЛК 10

9143-06

2

Трансформатор тока

Т-0,66

52667-13

6

Трансформатор тока

Т-0,66

22656-07

3

Трансформатор тока

Т-0,66

47176-11

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

380-49

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

27524-04

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.12

36355-07

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

46634-11

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.16

46634-11

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.24

46634-11

2

Программное обеспечение

Энергосфера

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 62815-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ИК МЕГА». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2015 г.

Перечень основных средств 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 СЭТ-4ТМ.03 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки»

ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М.12 - по документу «Счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Приложение. Методика поверки» ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.11.2007 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    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%.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с Приказом Минпромторга России № 1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ООО «ИК МЕГА», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

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

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

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

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

Развернуть полное описание