Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО "КМА-Энергосбыт"

Основные
Тип
Год регистрации 2009
Дата протокола 08д2 от 03.08.09 п.190
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 36102
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ЗАО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии.

Описание

Принцип действия АИИС КУЭ основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение), измерении и интегрировании на 30-минутном интервале мгновенной активной и реактивной мощности, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.

АИИС КУЭ выполнена в виде иерархической структуры с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ состоит из двух уровней: информационно-измерительных комплексов точек измерений (ИИК ТИ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК).

ИИК ТИ состоят из измерительных трансформаторов тока (ТТ), трансформаторов напряжения (ТН) и счетчиков электрической энергии.

ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения для каждого присоединения. Счетчики электрической энергии ИИК ТИ выполняют функции измерения средней мощности и приращений электрической энергии за заданные интервалы времени, а также функции привязки результатов измерений к моментам времени, определенным в шкале времени UTC. Состав ИИК ТИ, входящих в состав АИИС КУЭ, приведен в таблице 1.

Для измерения потребленной электрической энергии использованы счетчики электрической энергии МТ (Госреестр СИ № 32930-08) модификации MT860S-A22R36S33-EI-M3K03.

Принцип действия счетчиков МТ860 основан на преобразовании входных сигналов тока и напряжения с использованием трех трансформаторов тока с линейными характеристиками и трех высокоточных делителей напряжения со схемами защиты от бросков напряжения и высокочастотных помех. Линейный режим работы трансформаторов тока обеспечивается электронной схемой компенсации гистерезиса.

Сигналы от трансформаторов тока и делителей напряжения поступают на многоканальный 16-разрядный аналогово-цифровой преобразователь (АЦП) с фильтрами для защиты от наложения сигналов, обеспечивающий период преобразования 250 мкс. Результаты преобразования передаются по шине SPI в цифровой сигнальный процессор (ЦСП). ЦСП вычисляет соответствующие значения энергии, мощности, параметров качества электрической энергии и передает их по шине SPI в устройство управления тарифами, а также управляет работой светодиодных индикаторов.

Измерения выполняются счётчиками автоматически, просмотр результатов измерений на дисплее возможен как в режиме автоматической прокрутки, так и в ручном режиме. На дисплее также отображаются направление потока энергии, действующий тариф, состояние счетчика и другие параметры.

Результаты измерений приращений электрической энергии сохраняются в долговременной памяти счётчика, содержимое которой может быть передано по имеющимся информационным интерфейсам во внешние устройства.

Счетчик электрической энергии осуществляет привязку результатов измерения к времени в шкале UTC.

ИВК АИИС КУЭ построен на базе программно-технического комплекса «ЭКОМ» (Госреестр СИ № 19542-05), состоящего из устройства сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» (Госреестр СИ № 17049-09) со встроенным приемником меток времени GPS, сервера сбора данных АИИС КУЭ и автоматизированного рабочего места (АРМ).

ИВК обеспечивает сбор результатов измерений со счетчиков, масштабное преобразование результатов измерений, хранение результатов измерений, хранение журналов событий, передачу результатов измерений и журналов событий во внешние системы, синхронизацию системного времени со шкалой UTC и передачу шкалы времени часам счетчиков электрической энергии.   При этом часы УСПД и сервера сбора данных

синхронизируются со шкалой UTC в постоянном режиме, а часы счетчиков синхронизируются при условии достижения поправкой часов счетчиков порогового значения, проверка этого условия осуществляется не реже, чем один раз в 30 минут.

Счетчики ИИК ТИ ПС «Железногорск» объединены шиной интерфейса RS-485 и соединены с УСПД основным и резервным каналами связи. Основной канал связи построен с использованием сетей Ethernet модификаций 100Base-TX и 100Base-FX. В качестве связующих компонентов используются преобразователи интерфейсов Moxa NPort 5250 и Moxa IMC-101-S-SC-T на стороне счетчиков ПС «Железногорск» и на стороне ПТК «ЭКОМ». Резервный канал связи построен с использованием выделенного сегмента локальной сети ПАО «Михайловский ГОК», построенной по технологии Ethernet модификации 100Base-TX.

Счетчик ИИК ТИ «ПС «Рудная», ОРУ-110 кВ, 1 секция, отпайка от ВЛ-110 Горная-1» соединен с УСПД основным и резервным каналами связи. В качестве основного канала связи используется выделенная телефонная линия. В качестве связующих компонентов основного канала связи используются модемы Zyxel U-336S. Резервный канал связи построен с использованием сети мобильной радиосвязи GSM, в качестве связующих компонентов использованы преобразователь интерфейсов Moxa TCC100 и GSM модемы Siemens TC-35i.

Счетчики ИИК ТИ «ПС 29 «Литейная», ячейка №38» и «ПС-56 «р. Чернь», ячейка №10» соединены с УСПД основными и резервными каналами связи. Основной канал связи построен с использованием сетей Ethernet модификаций 100Base-TX (выделенный сегмент локальной сети ПАО «Михайловский ГОК») и 100Base-FX. В качестве связующих компонентов используются преобразователи интерфейсов Moxa NPort 5250 и Moxa IMC-101-S-SC-T. Резервный канал связи построен с использованием сети мобильной радиосвязи GSM, в качестве связующих компонентов использованы GSM модемы Siemens TC-35i.

ИВК АИИС КУЭ соединен с внешними системами, в том числе с ИВК ОП КурскАтомЭнергоСбыт АО «Атомэнергосбыт», ООО «РЭК», филиала АО «СО ЕЭС» Курское РДУ, ПАО «МРСК Центра» - «Курскэнерго», ПАО «ФСК ЕЭС», АО «АТС» основным и резервным каналами связи. В качестве основного канала связи используется глобальная компьютерная сеть «Интернет» с доступом по интерфейсу Ethernet 100Base-TX. В качестве резервного канала связи используется глобальная компьютерная сеть «Интернет» с доступом посредством мобильной радиосвязи GSM с использованием в качестве связующего компонента GSM модема Siemens ES75 (Terminal).

ИИК ТИ, ИВК и информационные каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Перечень и состав ИК приведен в таблице 1.

Результаты измерений автоматически передаются по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам, в т.ч. в ИАСУ КУ АО «АТС» и филиал АО «СО ЕЭС», также обеспечена возможность передачи результатов измерений в ручном режиме с использованием функционала АРМ. Результаты измерений защищены электронной цифровой подписью.

Структура АИИС КУЭ допускает изменение количества ИК с ИИК ТИ, аналогичными указанным в таблице 1, а также с ИИК ТИ, отличными по составу от указанных в таблице 1, но совместимыми с ИК АИИС КУЭ по электрическим, информационным и конструктивным параметрам.

Таблица 1 - Перечень ИК, измерительных компонентов ИИК ТИ АИИС КУЭ

ИК

Диспетчерское наименование присоединения

Тип ТТ (№ Г.р. СИ)

Ктт

Кл.т. ТТ

Тип ТН (№ Г.р. СИ)

Ктн

Кл.т.

ТН

Тип счетчика (№ Г.р. СИ)

Кл. т. при изм. акт эн.

Кл. т. (предел основной погрешности) при изм. реакт. эн.**

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-5»

ТФЗМ-110Б-1У1 (2793-88)

1000/1

0,5

НКФ-110-

57У1 (14205

94)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

2.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-6»

ТФЗМ-110Б-1У1 (2793-88)

1000/1

0,5

НКФ-110-57У1 (1420594)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

3.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-7»

ТГФМ-110 (52261-12)

1000/1

0,2S

НКФ-110-57У (14205-94)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

4.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-8»

ТГФМ-110 (52261-12)

1000/1

0,2S

НКФ-110-57У1 (1420594)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

5.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ ОВ-3

ТРГ-110 II (26813-04)

1000/1

0,2S

НКФ-110-57У1 (1420594)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

6.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Горная-1»

ТФНД-110М (2793-71)

750/1

0,5

НКФ110-83У1 (1188-84)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

7.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Горная-2»

ТФЗМ-110Б-1У1 (2793-88)

750/1

0,5

UTD-123 (52353-12)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

8.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Горная-3»

ТФНД-110М (2793-71)

750/1

0,5

UTD-123 (52353-12)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

9.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Горная-4»

ТФНД-110М (2793-71)

750/1

0,5

НКФ110-83У1 (1188-84)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

10.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ ОВ-1

ТРГ-110 II (26813-04)

1200/1

0,2S

НКФ110-83У1 (1188-84)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

11.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Тяга-3»

ТФНД-110М (2793-71)

750/1

0,5

НКФ110-83У1 (1188-84)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

12.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Тяга-4»

ТФНД-110М (2793-71)

750/1

0,5

UTD-123 (52353-12)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

13.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-1»

ТГФМ-110 (52261-12)

750/1

0,2S

НКФ110-83У1 (1188-84)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

14.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-2»

ТГФМ-110 (52261-12)

750/1

0,2S

НКФ110-83У1 (1188-84)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

15.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-3»

ТРГ-110 II (26813-04)

750/1

0,2S

НКФ110-83У1 (1188-84)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

16.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «ГОК-4»

ТРГ-110 II (26813-04)

750/1

0,2S

НКФ110-83У1 (1188-84)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

17.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ ОВ-2

ТРГ-110 II (26813-04)

1200/1

0,2S

НКФ110-83У1 (1188-84)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

18.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Тяга-1»

ТФНД-110М (2793-71)

750/1

0,5

НКФ110-83У1 (1188-84)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

19.

ПС «Железногорск», ВЛ110 кВ «Тяга-2»

ТФНД-110М (2793-71)

750/1

0,5

НКФ110-83У1 (1188-84)

110000:^3 /100:^3

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

20.

ПС-29 «Литейная», яч. 38

ТВЛМ-10 (1856-63)

150/5

0,5

НАМИ-10-95УХЛ2 (20186-00)

6000/100

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

21.

ПС-56 «р. Чернь», яч. 10

ТПЛ-10У3 (1276-59)

200/5

0,5

НАМИ-10-95УХЛ2 (20186-00)

6000/100

0,5

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

22.

ПС «Рудная», ОРУ-110 кВ, 1 секция, отпайка от ВЛ110 кВ «Горная-1»

ТОГ-110 (49001-12)

600/5

0,2S

ЗНОГ-110-У1-

3 (23894-12)

110000:^3 /100:^3

0,2

МТ (32930-08)

0,2S

1 (0,5%)

Примечания

1 Все ИК объединены посредством УСПД типа «ЭКОМ-3000»

2 Для счетчиков при измерении активной электроэнергии указан класс точности по ГОСТ Р 52323 с учетом дополнений согласно документации фирмы-изготовителя счетчиков МТ

3 Для счетчиков при измерении активной электроэнергии указан класс точности по ГОСТ Р 52425 с учетом дополнений согласно документации фирмы-изготовителя счетчиков МТ

4 ТТ и ТН могут быть заменены на другие ТТ и ТН утвержденных типов и имеющих классы точности не хуже указанных в таблице 1

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ использовано программное обеспечение (ПО) комплекса технических средств «Энергосфера».

Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование программного обеспечения

pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения

1.1.1.1

Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5)

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - высокий.

Технические характеристики

Таблица 3 - Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

22

Доверительные границы допускаемой относительной погрешности измерительных каналов АИИС при вероятности Р=0,95 при измерении активной (5wa) и реактивной (5w₽) электрической энергии в рабочих условиях применения

Приведены в таблице 4

Предельное значение поправки часов счетчиков электрической энергии относительно шкалы времени UTC не более, с

±5

Переход с летнего на зимнее время

автоматический

Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут

30

Период сбора результатов измерений приращений электрической энергии со счетчиков, минут

30

Период сбора текущих показаний счетчиков, ч

24

Формирование XML-файла для передачи внешним организациям

автоматическое

Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных

автоматическое

Глубина хранения результатов измерений в базе данных не менее, лет

3,5

Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ

автоматическое

Рабочие условия применения трансформаторов тока и напряжения, счетчиков электрической энергии, входящих в состав измерительных каналов АИИС:

температура окружающего воздуха (кроме счетчиков), °С

от -45 до +40

температура окружающего воздуха (для счетчиков), °С

от 0 до +40

частота сети, Гц

от 49,5 до 50,5

индукция внешнего магнитного поля, мТл

не более 0,5

Продолжение таблицы 3

1

2

Допускаемые значения информативных параметров входного сигнала:

ток (для ИК с ТТ класса 0,5), % от 1ном

от 5 до 120

ток (для ИК с ТТ класса 0,2S), % от 1ном

от 2 до 120

напряжение, % от ином

от 90 до 110

коэффициент мощности, cos ф (при измерении активной электрической энергии и мощности)

0,5 инд.-1,0-0,5 емк.

коэффициент реактивной мощности, sin ф (при измерении реактивной электрической энергии и мощности)

0,5 инд.-1,0-0,5 емк.

Рабочие условия применения остальных технических средств АИИС КУЭ:

температура окружающего воздуха, °С

от 0 до +40

частота сети, Гц

от 49 до 51

напряжение сети питания, В

от 198 до 242

Показатели надежности:

Средняя наработка на отказ, часов

не менее 1586 ч

Коэффициент готовности

не менее 0,9

Таблица 4 - Доверительные границы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ при измерении электрической энергии________________________________________

I, % от 1ном

Коэффициент мощности

ИК № 5, 10, 15-17

ИК №1-4, 6-9, 11-14, 18, 19-22

6wa, ±%

6wP, ±%

6wa, ±%

6wP, ±%

2

0,5 инд., 0,5 емк.

2,1

1,3

-

-

5

0,5 инд., 0,5 емк.

1,7

1,0

5,4

2,5

20

0,5 инд., 0,5 емк.

1,5

1,0

3

1,5

100^120

0,5 инд., 0,5 емк.

1,5

1,0

2,2

1,2

2

0,8 инд., 0,8 емк.

1,4

1,8

-

-

5

0,8 инд., 0,8 емк.

1,1

1,4

2,9

4,3

20

0,8 инд., 0,8 емк.

0,9

1,3

1,6

2,4

100^120

0,8 инд., 0,8 емк.

0,9

1,3

1,3

1,8

2

0,865 инд., 0,865 емк.

1,3

2,1

-

-

5

0,865 инд., 0,865 емк.

1,1

1,7

2,5

5,4

20

0,865 инд., 0,865 емк.

0,9

1,5

1,4

3,0

100^120

0,865 инд., 0,865 емк.

0,9

1,5

1,1

2,2

2

1,0

1,1

-

-

-

5

1,0

0,8

-

1,8

-

20

1,0

0,7

-

1,1

-

100^120

1,0

0,7

-

0,9

-

6WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения;

6WP - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра РЭС.425210.058ФО и паспорта РЭС.425210.058ПС.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип, модификация

Кол-во, шт.

Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1

ТФЗМ-110Б-1У1

9

Трансформаторы тока

ТГФМ-110

12

Трансформаторы тока элегазовые

ТРГ-110 II

15

Трансформаторы тока измерительные

ТФНД-110М

21

Трансформаторы тока

ТОГ-110

3

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

2

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10У3

2

Трансформаторы напряжения

НКФ-110-57У1

6

Трансформаторы напряжения

НКФ110-83У1

9

Трансформаторы напряжения

ЗНОГ-110

3

Трансформаторы напряжения

UTD-123

3

Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ-10-95УХЛ2

2

Счетчики статические трехфазные переменного тока активной и реактивной энергии

МТ: MT86OS-A22R36S33-EI-M3KO3

22

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

Модем

Zyxel U-336S

2

GSM модем

Siemens

5

Преобразователь интерфейсов

Moxa NPort 5250

8

Преобразователь интерфейсов

Moxa IMC-101-S-SC-T

6

Преобразователь интерфейсов

Moxa TCC100

1

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт». Формуляр

РЭС.425210.058 ФО

1

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт». Паспорт

РЭС.425210.058 ПС

1

Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт». Методика поверки

РЭС.425210.058 Д1

1

Поверка

осуществляется по документу РЭС.425210.058 Д1 «Система информационно-измерительная автоматизированная коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «СНИИМ» 09.07.2009 г.

Основные средства поверки:

- миллитесламетр портативный ТП2-2У-01 (Г.р. № 16373-08);

- мультиметр АРРА-109 (Г.р. № 20085-11);

- вольтамперфазометр «Парма ВАФ-А» (Г.р. № 22029-10);

- измеритель комплексных сопротивлений электрических цепей «Вымпел» (Г.р. № 23070-05);

- государственный первичный эталон единиц времени, частоты и национальной шкалы времени ГЭТ 1-2012;

- для ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- для ТН - по ГОСТ 8.216-2011;

- для счетчиков электрической энергии МТ - в соответствии с методикой поверки МП 32930-08 «Счетчики статические трехфазные переменного тока активной и реактивной энергии МТ. Методика поверки», утвержденной ФГУП «СНИИМ» в июне 2008 г.;

- для устройства сбора и передача данных «ЭКОМ-3000» и программно-технического комплекса «ЭКОМ» - в соответствии с методикой поверки МП 26-262-99 «Программнотехнический измерительный комплекс «ЭКОМ». Методика поверки измерительных каналов», утвержденной ФГУП «УНИИМ» в декабре 1999 г.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.

Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика выполнения измерений количества электрической энергии с использованием системы информационно-измерительной автоматизированной коммерческого учета электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт» Свидетельство об аттестации методики измерений № 64-09   от «27» августа 2009 г.,

зарегистрирована в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений под номером ФР.1.34.2009.06449

Нормативные документы

электрической энергии ОАО «КМА-Энергосбыт»

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

ГОСТ Р 52323-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S

ГОСТ Р 52425-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

РЭС.425210.058. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (мощности) ОАО «КМА-Энергосбыт». Технорабочий проект

Развернуть полное описание