Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Агроторг"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Агроторг» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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 (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер сбора и сервер баз данных АИИС КУЭ, NTP-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и обеспечения питания технологического оборудования, автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Энфорс АСКУЭ БП».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде хт1 - файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной цифровой подписи (далее - ЭЦП) субъекта рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс.

Сравнение показаний часов сервера сбора и БД с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера сбора и БД производится по запросу каждые 30 мин, коррекция часов выполняется при расхождении на величину ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков электрической энергии с часами сервера сбора и БД производится во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний с часами сервера сбора и БД на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчиков и сервера ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс АСКУЭ БП». ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных и непреднамеренных изменений, что соответствует уровню защиты «высокий» по ГОСТ Р 8.883-2015. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование модулей ПО:

Collector_energy.exe

Цифровой идентификатор ПО

51А2АА81

Номер версии (идентификационный номер) ПО

5.0.92.1

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC32

Идентификационное наименование модулей ПО:

bp_admin.exe

Цифровой идентификатор ПО

90В35ЕА6

Номер версии (идентификационный номер) ПО

7.4.1

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

CRC32

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

о,

S

о

К

Наименование

измерительного

канала

Состав измерительного канала

ТТ

ТН

Счётчик

Сервер/УССВ

1

2

3

4

5

6

1

РТП 10кВ ЗАО «Тэлпрайс», РУ-10кВ, Сек.1 10кВ, яч. 3, Ф.16

ф.А.ТЛП-10 ф.С.ТЛП-10 400/5, КТ 0,2S Рег. № 30709-07

ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.02М.02 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

DELL PowerEdge R630,

HP ProLiant DL360/ NTP-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ»

2

РТП 10кВ ЗАО «Тэлпрайс», РУ-10кВ, Сек.2 10кВ, яч. 17, Ф.9

ф.А.ТЛП-10 ф.С.ТЛП-10 400/5, КТ 0,2S Рег. № 30709-07

ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.02М.02 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

3

РТП 10кВ ЗАО «Тэлпрайс», РУ-10кВ, Сек.2 10кВ, яч. 11, КЛ-10кВ

ф.А.ТЛП-10 ф.С.ТЛП-10 75/5, КТ 0,2S Рег. № 30709-11

ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:V3/100:V3 КТ 0,2 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.02М.02 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

4

РТП 10кВ №9 ЗАО «Тэл-прайс», РУ-10кВ, Сек.А-10 кВ , яч. 9, Ввод Т1

ф.А.ТПОЛ 10 ф.С.ТПОЛ 10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02

ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04

Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

5

РТП 10кВ №9 ЗАО «Тэл-прайс», РУ-10кВ, Сек.Б-10 кВ , яч. 3, Ввод Т2

ф.А.ТПОЛ 10 ф.С.ТПОЛ 10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-02

ф.А.ЗНОЛ.06-10 ф.В.ЗНОЛ.06-10 ф.С.ЗНОЛ.06-10 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04

Меркурий 230 ART-00 PQCSIGDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

6

РТП 10кВ №9 ЗАО «Тэл-прайс», РУ-10кВ, ТСН

«А», ТСН «Б», Ввод 0,4кВ

-

-

Меркурий 230 ART-01 PQCSIGDN КТ 1,0/2,0 Рег. № 23345-07

1

2

3

4

5

6

7

ПС 110кВ «Завод турбинных лопаток» (ПС 54), РУ-6кВ, 5 с.ш. 6кВ, яч. 56, Ввод 1

ф.А.ТЛП-10-М ф.В.ТЛП-10-М ф.С.ТЛП-10-М 150/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-07

ф.А.ЗНОЛ.06-6 ф.В.ЗНОЛ.06-6 ф.С.ЗНОЛ.06-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08

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

DELL PowerEdge R630,

HP ProLiant DL360/ NTP-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ»

8

ПС 110кВ «Завод турбинных лопаток» (ПС 54), РУ-6кВ, 6 с.ш. 6кВ, яч. 66, Ввод 2

ф.А.ТЛП-10-М ф.В.ТЛП-10-М ф.С.ТЛП-10-М 150/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-07

ф.А.ЗНОЛ.06-6 ф.В.ЗНОЛ.06-6 ф.С.ЗНОЛ.06-6 6000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-08

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

1    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.

2    Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Вид электрической энергии

Г раницы основной погрешности, (±5), %

Г раницы погрешности в рабочих условиях, ±5),%

1-3

Активная

0,7

1,2

Реактивная

1,1

2,2

4,5

Активная

1,5

3,5

Реактивная

2,2

5,9

6

Активная

1,2

3,6

Реактивная

2,3

6,7

7, 8

Активная

1,5

2,5

Реактивная

2,2

4,3

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ,

равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, рав

ном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до 40 °С.

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

8

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- коэффициент мощности, cosj

0,9

- температура окружающей среды для счетчиков, °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 cosj(sinj)

от 0,5 инд. до 0,8 емк

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

от 0 до +40

- температура окружающей среды для ТТ, °С

от -45 до +40

- температура окружающей среды для ТН, °С

от -45 до +40

- атмосферное давление, кПа

от 80 до 106,7

- относительная влажность, не более ,%

98

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики:

- среднее время наработки на отказ СЭТ-4ТМ.02М, ч, не менее

165000

- среднее время наработки на отказ ПСЧ-4ТМ.05МК, ч, не менее

165000

- среднее время наработки на отказ Меркурий 230, ч, не менее

150000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

110

для СЭТ-4ТМ.02М и ПСЧ-4ТМ.05МК, сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

10

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

85

для Меркурий 230, сутки, не менее

- при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний

3,5

средств измерений, лет, не менее

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±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.

Регистрация событий:

-    в журнале событий 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 БД;

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТЛП-10

6

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

4

Трансформатор тока

ТЛП-10-М

6

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-10

12

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02М.02

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 230 ART-00 PQRSIGDN

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 230 ART-00 PQCSIGDN

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 230 ART-01 PQCSIGDN

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

2

Сервер БД

HP ProLiant DL360

1

Сервер сбора

DELL PowerEdge R630

1

Устройство синхронизации системного времени

NTP-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ»

1

Программное обеспечение

«Энфорс АСКУЭ БП»

1

Методика поверки

МП 26.51.43-12-33290745232018

1

Формуляр

АСВЭ 175.00.000 ФО

1

Руководство по эксплуатации

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 26.51.43-12-3329074523-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Агроторг». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 29.06.2018 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторы тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторы напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3196-2018. «Методика измерений мощности нагрузки трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3598-2018 «Методика измерения потерь напряжения в линиях связи счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.02М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    счетчики Меркурий 230 - в соответствии с документом АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласованному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «21» мая 2007 г.;

-    счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «28» апреля 2016 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;

-    термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.

Сведения о методах измерений

«Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

ООО «Агроторг», аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Агроторг»

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

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

Развернуть полное описание