Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (АО «Сибнефтемаш») (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 в режиме измерений активной электроэнергии и по 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени ССВ-1Г (далее - УСВ).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «ТЭК-Энерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО СО «ЕЭС» и смежным субьектам.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы 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 уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью
1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД 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 «Энергосфера» версии не ниже 6.4, 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. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули 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 | 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
Таблица 2 - Состав первого уровня 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 | УСПД, СОЕВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих усло-виях,% |
| 1 | ПС 110/10кВ «Туринская», РУ-10кВ, 1С-10кВ, яч.№17, КЛ-10кВ ф. «ПРП-1» | Т0Л-10-1-1У2, Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 14308; Т0Л-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 05391-14 Зав. № 05405-14 | НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 5551 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S /1,0 Зав. № 0803161020 | ЭКОМ- 3000 Зав. № 08135037 ССВ-1Г Зав. № 82 | активная реактивная | ±1,2 ±2,5 | ±3,3 ±5,5 |
| 2 | ПС 110/10кВ «Туринская», РУ-10кВ, 2С-10кВ, яч.№16, КЛ-10кВ ф. «ПРП-2» | Т0Л-10-1-1У2 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 12703; Зав. № 14320 Зав. № 9879 | НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1621 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S /1,0 Зав. № 0803160984 | активная реактивная | ±1,2 ±2,5 | ±3,3 ±5,5 |
| | ПС 110/10кВ | ТЛМ-10-2У3 | НТМИ-10-66У3 | | | | | |
| | «Ембаево», РУ- | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 3 | 10кВ, 1С-10кВ, | 200/5 | 10000/100 | Кл. т. 0,5S /1,0 | | | | |
| | яч.№13, КЛ-10кВ | Зав. № 1466; | Зав. № 446 | Зав. № 0803160970 | | реактивная | ±2,5 | ±5,5 |
| | ф. «Трансмаш-1» | Зав. № 1331 | | | ЭКОМ- | | | |
| | ПС 110/10кВ | ТЛМ-10-2У3 | НТМИ-10-66У3 | | 3000 | | | |
| | «Ембаево», РУ- | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | Зав. № | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 4 | 10кВ, 2С-10кВ, | 200/5 | 10000/100 | Кл. т. 0,5S /1,0 | 08135037 | | | |
| | яч.№14, КЛ-10кВ | Зав. № 1529; | Зав. № 3687 | Зав. № 0803161204 | | реактивная | ±2,5 | ±5,5 |
| | ф. «Трансмаш-2» | Зав. № 1476 | | | ССВ-1Г | | | |
| | ПС 110/10кВ | ТЛМ-10-2У3 | НТМИ-10-66У3 | | Зав. № 82 | | | |
| | «Ембаево», РУ- | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 5 | 10кВ, 1С-10кВ, | 200/5 | 10000/100 | Кл. т. 0,5S /1,0 | | | | |
| | яч.№5, КЛ-10кВ | Зав. № 1143; | Зав. № 446 | Зав. № 0803161136 | | реактивная | ±2,5 | ±5,5 |
| | ф. «Кирпичный» | Зав. № 1193 | | | | | | |
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 - 5 от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД, СОЕВ на однотипные утвержденного типа.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 5 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,87 |
| - 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 -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °C | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | от 0 до +40 |
| УСПД, °C | |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики СЭТ-4ТM.03M.01: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Электросчетчики СЭТ-4ТM.03.01: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 45 |
| - 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 сервера и УСПД 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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (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) ООО «ТЭК-Энерго» (АО «Сибнефтемаш») 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. |
| Трансформатор тока | Т0Л-10-1-1У2 | 15128-07 | 4 |
| Трансформатор тока | Т0Л-СЭЩ-10-11 У2 | 32139-11 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10-2У3 | 2473-05 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66У3 | 831-69 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M.01 | 36697-12 | 5 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОM-3000 | 17049-04 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | ССВ-1Г | 58301-14 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
| Сервер | HP Proliant DL 380 G5 | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-212-2016 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | 72122884.4252103.022- ПС | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-212-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (АО «Сибнефтемаш»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2016 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» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 Кв. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- 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-4ТM.03M.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД ЭКОM-3000 - по документу «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП-26-262-99», согласованному с УНИИМ декабрь 1999 г.;
- УСВ ССВ-1Г - по документу ЛЖАР.468150.004-01 МП «Инструкция. Серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», утвержденному первым заместителем генерального директора - заместителем по научной работе ФГУП «ВНИИФТРИ» в мае 2014 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 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%;
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 учетаэлектроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (АО «Сибнефтемаш»), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (АО «Сибнефтемаш»)
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
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТЭК-Энерго" (АО "Сибнефтемаш")](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТЭК-Энерго" (АО "Сибнефтемаш")")
66381-16: Методика поверки МП 206.1-212-2016Скачать6.9 Мб