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.