![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ООО "Энергосбытсервис"](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ООО "Энергосбытсервис""){kind=logo}
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ООО "Энергосбытсервис"
- ООО "Электроконтроль", Москва
-
Скачать
67282-17: Методика поверки МП 4222-10-7705939064-2017Скачать2.8 Мб
67282-17: Описание типа СИСкачать115.0 Кб
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии АИИС КУЭ ООО «Энергосбытсервис» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения электрической энергии, потребляемой объектами ООО «Энергосбытсервис», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
1-й уровень- измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 по ГОСТ 1983-01, многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М (ГР № 36697-12) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, приведенные в таблице 2 (2 точки измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы (ИВК), выполняющие функции измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), содержащие в своем составе: сервер БД Proliant DL360e Gen8, технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации, NTР-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS, входящий в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ, устройство бесперебойного питания сервера (UPS), коммуникационное оборудование, программное обеспечение «Энергосфера 8.0».
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 преобразуют 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 через коммуникационное оборудование поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованным сторонами регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВС). В качестве источника синхронизации времени сервера используется КТР-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS , входящий в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ», позволяющий получать шкалу точного времени по протоколу NTP с погрешностью передачи сигналов ±10 мс. В этом случае коррекция системного времени сервера производится не реже одного раза в час при расхождении показаний часов сервера и источника синхронизации времени на величину более чем ±1 с. Сверка часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ±2 с выполняется их корректировка. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ на уровне ИВК установлено программное обеспечение (ПО) «Энергосфера 8.0» Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПО «Энергосфера 8.0» приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПО «Энергосфера 8.0»_
| Идентификационные данные (признаки) | Значения |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | ПО "Энергосфера 8.0" |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 8.0 |
| Наименование файла | pso metr.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | md5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014- средний.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ
должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее - ИК), представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
| ИКр е S о Я | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | В О У | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ООО "ТК Елецкие овощи" Ввод 1 110 кВ | ТОГФ-110У1 600/1 КТ 0,2S | ЗНОГ-110 III 0,2/0,5/3Р-УХЛ1 (110000:V3)/(100:V3) КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 | NTP-сервер точного времени типа LANTIME M300/GPS , входящий в состав эталонов времени и частоты ФГУП «ВНИИФТРИ» | Активная/ Реактивная |
| 2 | ООО «ТК Ярославский» Ввод 110 кВ, Т-1 110 кВ | ТОГФ-110У1 200/5 КТ 0,2S | ЗНОГ-110 (110000:V3)/(100:V3) КТ 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М.00 КТ 0,2S/0,5 | ||
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии в рабочих условиях (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ином, ток (0,01-1,2) 1ном, 0,5 < cos j < 1,0, допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 45°С, для счетчиков от минус 40 до плюс 55°С; для сервера от 10 до 40 °С приведены в таблицах 3, 4. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 5 до 40 °С
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях
| Номер ИК | Коэффициент мощности cos ф | Тип нагрузки | Пределы допускаемой от канала при измере в | носительной погрешности измерительного нии активной электрической энергии рабочих условиях, % | |||
| бр/о, 11%£1изм<120% | б2%, 12%£1изм<15% | б5%, 15%£1изм<120% | §20%, 120%£1изм<1100% | §100%, 1100%£1изм£1120% | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1, 2 | 0,5 < cos ф < 0,8 | инд. | не норм. | ±1,9 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 0,8 < cos ф< 0,866 | инд. | не норм. | ±1,2 | ±0,8 | ±0,6 | ±0,7 | |
| 0,866 < cos ф< 0,9 | инд. | не норм. | ±1,1 | ±0,7 | ±0,6 | ±0,6 | |
| 1, 2 | 0,9 < cos ф< 0,95 | инд. | не норм. | ±1,0 | ±0,7 | ±0,6 | ±0,6 |
| 0,95 < cos ф< 0,99 | инд. | не норм. | ±1,0 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | |
| 0,99 < cos ф < 1 | инд. | не норм. | ±0,9 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 |
при
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях
| о, е S о К | Коэффициент мощности cos ф | Пределы допускаемой от канала при измерен в | носительной погрешности измерительного ии реактивной электрической энергии рабочих условиях, % | |||
| §1%, 11%£1изм<12% | d2%, !2%£!изм<!5% | §5%, !5%£!изм<!20% | 120%£1изм<1100% | Sioo^» 1100%£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1, 2 | 0,5 < cos ф < 0,8 | не норм. | ±2,0 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,3 |
| 0,8 < cos ф< 0,866 | не норм. | ±2,2 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 | |
| 0,866 < cos ф< 0,9 | не норм. | не норм. | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | |
| 0,9 < cos ф < 0,95 | не норм. | не норм. | ±2,3 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,95 < cos ф < 1 | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. | |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02) ином; ток (0,01-1,2) 1ном; 0,5< cos ф< 1,0; температура окружающей среды (23±2) °С приведены в таблицах 5,6.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерительного канала измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях приведены в таблице 4.
Таблица 5 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии_
| Номер ИК | Коэффициент мощности cos ф | Тип нагрузки | Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии, % | ||||
| §1%, 11%£1изм<12% | §2%, 12%£1изм<15% | §5%, 15%£1изм<120% | §20%, 120%£1изм<1100% | §100%, 1100%£1изм£1120% | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 0,5 < cos ф < 0,8 | инд. | не норм. | ±1,8 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,9 | |
| 0,8 < cos ф< 0,866 | инд. | не норм. | ±1,1 | ±0,8 | ±0,6 | ±0,6 | |
| 0,866 < cos ф< 0,9 | инд. | не норм. | ±1,1 | ±0,7 | ±0,6 | ±0,6 | |
| 1,2 | 0,9 < cos ф< 0,95 | инд. | не норм. | ±1,0 | ±0,7 | ±0,5 | ±0,5 |
| 0,95 < cos ф< 0,99 | инд. | не норм. | ±1,0 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | |
| 0,99 < cos ф < 1 | инд. | не норм. | ±0,9 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | |
Таблица 6 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии_
| о, е S о Я | Коэффициент мощности cos ф | Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении реактивной электрической энергии, % | ||||
| §1%, ^“/о^изм^Уо | d2%, 12%£1изм<15% | §5%, 15%£1изм<120% | d20%, 120%£1изм<1100% | Sloo%, 1100%£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1,2 | 0,5 < cos ф < 0,8 | не норм. | ±1,8 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 < cos ф< 0,866 | не норм. | ±2,1 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 | |
| 0,866 < cos ф< 0,9 | не норм. | не норм. | ±1,5 | ±1,3 | ±1,3 | |
| 0,9 < cos ф < 0,95 | не норм. | не норм. | ±2,1 | ±1,7 | ±1,7 | |
| 0,95 < cos ф < 1 | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. | |
Надежность применяемых в системе компонентов: электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 ч,
- средний срок службы-30 лет; трансформатор тока (напряжения)
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;
Сервер
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 15843 ч,
- среднее время восстановления работоспособности не более tB = 1 ч;
Надежность системных решений:
- резервирование питания с помощью устройства АВР;
- 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 счётчика:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени; в журнале ИВК:
- параметрирование;
- попытка не санкционируемого доступа;
- коррекция времени;
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:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на сервер;
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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 АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 7.
Таблица 7- Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование компонента системы | Регистрационный номер в Информационном фонде | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М (модификация СЭТ-4ТМ.03М.16, СЭТ-4ТМ.03М.00), КТ 0,2S/0,5 | 36697-12 | 1 шт./1 шт. |
| Трансформатор тока ТОГФ-110У1, КТ 0,2S | 61432-15 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения ЗНОГ-110 и модификация ЗНОГ-110 III 0,2/0,5/3Р-УХЛ1, КТ 0,2 | 61431-15 | 3 шт./3 шт. |
| NTР-сервер точного времени типа LANTIME М300/GPS | - | 1 шт. |
| Сервер БД Proliant DL360e Gen8 | - | 1 шт. |
| ПО «Энергосфера 8.0» | - | 1 шт. |
| Наименование документации | ||
| Методика поверки МП 4222-10-7705939064-2017 | 1 экз. | |
| Формуляр ФО 4222-10-7705939064-2017 | 1 экз. | |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-10-7705939064-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ООО «Энергосбытсервис». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 12 января 2017 г.
Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М в соответствии с методикой ИЛГШ.411152.145 РЭ1;
- радиочасы МИР РЧ-01, (регистрационный номер в Информационном фонде 27008-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Информационном фонде 33750-12). Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие
определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии АИИС КУЭ ООО «Энергосбытсервис» - МВИ 4222-10-7705939064-2017. Методика (метод) аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации №178 /RA.RU 311290/2015/2017 от 09 января 2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии АИИС КУЭ ООО «Энергосбытсервис»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия;
ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (ГЕС 62053-23:2003, MOD)