Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Рузхиммаш". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Рузхиммаш"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Рузхиммаш» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места энергосбытовой организации (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на соответствующий GSM-модем, далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.

От сервера информация в виде xml-файлов формата 80020 передается на АРМ энергосбытовой организации по каналу связи сети Internet.

Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» Мордовское РДУ, 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 АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков и часы сервера. 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. Сличение часов сервера с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется каждую секунду, коррекция часов сервера производится при расхождении с часами NTP-сервера на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчика с сервером осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с. Передача информации от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

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

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии не ниже 8.0. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 8.0

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB

7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

электри

ческой

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ЦРП-10кВ, 2сш 10кВ, яч.17

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А, В, С

ЗН0ЛП-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11 Фазы: А, В, С

Меркурий 234 ART-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

HP 280 G2

Активная

Реактив

ная

,3 ,5 1, 2,

3,3

5,6

2

ЦРП-10кВ, 1сш 10кВ, яч.18

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А, В, С

НАМИ-10-95 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 60002-15 Фазы: АВС

Меркурий 234 ART-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,6

3

ЦРП-10кВ, 2сш 10кВ, яч.15

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А, В, С

ЗН0ЛП-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11 Фазы: А, В, С

Меркурий 234 ART-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

,3 ,6 3, 5,

4

ТП-7 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, вв.0,4кВ

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,3

5,5

5

ЩУ-0,4кВ, аб. «Т2 Мобайл» (на последней опоре)

Меркурий 234 ART-02 P Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 48266-11

Активная

Реактив

ная

1,1

2,2

3,3

6,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ТП-26 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод Т-1

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

,3 ,5 3, 5,

ТП-26 10/0,4кВ,

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Активная

1,0

3,3

7

РУ-0,4кВ,

1000/5

Реактив

ная

ввод Т-2

Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С

2,1

5,5

ТП-27 10/0,4кВ,

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

HP 280 G2

Активная

1,0

3,3

8

РУ-0,4кВ, ввод Т-1

1000/5 Рег. № 52667-13

-

Реактив-

2,1

5,5

Фазы: А, В, С

ная

ТП-29 10/0,4кВ,

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Активная

1,0

3,3

9

РУ-0,4кВ,

1000/5

-

Реактив

ная

ввод Т-1

Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С

2,1

5,5

ТП-30А 10/0,4кВ,

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Активная

1,0

3,3

10

РУ-0,4кВ, ввод Т-1

2000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С

Реактив

ная

2,1

5,5

ТП-30 10/0,4кВ,

Т-0,66 Кл.т. 0,5S

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

HP 280 G2

Активная

1,0

3,3

11

РУ-0,4кВ, ввод Т-1

600/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С

Реактив

ная

2,1

5,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

ТП-31 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод Т-1

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

,3 ,5 3, 5,

13

ЩУ-0,4кВ, аб. «Ростелеком»

Меркурий 234 ART-02 P Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 48266-11

Активная

Реактив

ная

1,1

2,2

,2 ,9 3, 5,

14

ВРУ-0,4кВ «Общежитие», ввод 1

ТТИ-А Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А, В, С

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,3

5,5

15

ВРУ-0,4кВ «Общежитие», ввод 2

ТТИ-А Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А, В, С

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,3

5,5

16

РУ-0,4 кВ, ТП-2, Т-1(основной) г. Саранск, Лодыгина, 11

ТШ-0,66 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 22657-12 Фазы: А, В, С

ПСЧ-4ТМ.05МК.10 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,5

17

РУ-0,4 кВ, ТП-2, Т-2 (резервный) г. Саранск, Лодыгина, 11

ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 5000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А, В, С

ПСЧ-4ТМ.05МК.10 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

HP 280 G2

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 5, 13, 16, 17 указана для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном; соБф = 0,8инд.

4    ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.21-2012 и ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012 и ГОСТ Р 52425-2005.

5    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. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

17

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 95 до 105

ток, % от 1ном

для ИК №№ 5, 13, 16, 17

от 5 до 120

для остальных ИК

от 1 до 120

коэффициент мощности СОБф

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

ток, % от 1ном

для ИК №№ 5, 13, 16, 17

от 5 до 120

для остальных ИК

от 1 до 120

коэффициент мощности СОБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

для ИК № 5

от 0 до +40

для остальных ИК

от +15 до +35

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +15 до +20

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа Меркурий 234:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков Меркурий 234:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

170

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

10

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

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.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

1

2

3

Трансформаторы тока опорные

ТОЛ-10

9

Трансформаторы тока

Т-0,66 М У3

21

Трансформаторы тока

Т-0,66

3

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ-А

6

Трансформаторы тока

ТШ-0,66

3

Трансформаторы тока

ТШЛ-0,66У3

3

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛП-10

6

1

2

3

Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ-10-95

1

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 234

15

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

2

Сервер

HP 280 G2

1

Методика поверки

МП ЭПР-079-2018

1

Паспорт-формуляр

ЭНСТ.411711.161.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-079-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Рузхиммаш». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 07.05.2018 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

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

-    прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Рузхиммаш», свидетельство об аттестации № 095/RA.RU.312078/2018.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Рузхиммаш»

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