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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала "ПМУ" АО "ОХК "УРАЛХИМ" в городе Перми

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «ПМУ» АО «ОХК «УРАЛХИМ» в городе Перми (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее - УСВ), программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера» и каналообразующую аппаратуру.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.

На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Сервер БД обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц (предприятий потребителей, сетевых организаций, смежных субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) и др.), получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты по сети Internet.

Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта ОРЭМ.

АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от навигационных космических аппаратов систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», 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 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso_metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Он

е

ем

о

Я

Наименование ИК

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСВ

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

РП-14 6 кВ, ЗРУ-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, яч. 3

ТЛП-10-2 М1АС У3 Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 30709-11

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

УСВ-3

Рег.

№ 64242-16

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,2 ±5 ,4

2

РП-14 6 кВ, ЗРУ-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, яч. 13

ТЛП-10-2 М1АС У3 Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 30709-11

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,2

±5,4

3

РП-18 6 кВ, ЗРУ-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, яч. 11

ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 47959-11

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,2 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

активная

реактивная

±1,0 ±2 ,5

±3,1 ±5 ,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

РП-18 6 кВ,

ТОЛ-10-1 Кл. т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 47959-11

ЗНОЛП-6 У2 Кл. т. 0,2 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,0

±3,1

4

ЗРУ-6 кВ,

2 с.ш. 6 кВ, яч. 10

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

реактивная

±2,5

±5,3

ЗНОЛ.06

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 200/5 Рег. № 25433-03

Кл. т. 0,2 Ктн 6000:V3/100:V3

ПС 110 кВ Кашино,

Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

активная

±0,6

±1,4

5

РУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ,

Кл. т. 0,2S/0,5

яч.13, КЛ-6 кВ

ЗНОЛ.06-6 Кл. т. 0,2 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11

Рег. № 27524-04

УСВ-3

Рег.

№ 64242-16

реактивная

±1,2

±1,8

ПС 110 кВ Кашино,

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 200/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

активная

±0,6

±1,4

6

РУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч.18, КЛ-6 кВ

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

реактивная

±1 ,2

±1 ,8

ПС 110 кВ Этилен,

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

активная

±0,6

±1,4

7

РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.27, КЛ-6 кВ

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

реактивная

±1,2

±1,8

ПС 110 кВ Этилен,

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 400/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03

активная

±0,6

±1,4

8

РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.28, КЛ-6 кВ

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

реактивная

±1,2

±1,8

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

9

ПС 110 кВ Этилен, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.11, КЛ-6 кВ

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 400/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

УСВ-3

Рег.

№ 64242-16

активная

реактивная

±0,6 ±1 ,2

±1,4 ±1 ,8

10

ПС 110 кВ Этилен, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.13, КЛ-6 кВ

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±0,6

±1,2

±1,4

±1,8

11

ПС 110 кВ Этилен, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.19, КЛ-6 кВ

ТЛО-10 Кл. т. 0,2S Ктт 600/5 Рег. № 25433-03

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,2 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

активная

реактивная

±0,6 ±1 ,2

±1,4 ±1 ,8

12

ПС 110 кВ Устиново, ЗРУ-6 кВ,

II с.ш. 6 кВ, яч. 14

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5 Рег. № 47958-11

ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

A1802RL-P4GB-DW-3

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2,7

±4,3

ПС 110 кВ Устиново,

ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5 S Ктт 1000/5 Рег. № 1261-02

ЗН0Л.06 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

A1802RL-P4GB -DW-3

активная

±1,1

±2,7

13

ЗРУ-6 кВ,

III с.ш. 6 кВ, яч. 25

Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

реактивная

±2,6

±4,3

Продолжение таблицы 2

1

2

4

5

6

7

8

9

3

ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 1261-02

ЗН0Л.06 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

ПС 110 кВ Устиново, ЗРУ-6 кВ,

IV с.ш. 6 кВ, яч. 29

A1802RL-P4GB -DW-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06

УСВ-3

Рег.

№ 64242-16

±1,1

±2,6

±2,7

±4,3

активная

14

реактивная

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

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 соБф = 0,8инд, 1=0,02 Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-14 от 0°C до плюс 40°C.

4.    Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

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.

6.    Допускается замена УСВ-3 на аналогичное утвержденного типа.

7.    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

14

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности СОБф

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,5 до 50,5

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения УСВ-3, оС

от -10 до +50

- температура окружающей среды в месте расположения сервера БД, оС

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики электроэнергии:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-08)

140000

для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-12)

165000

для счетчиков СЭТ-4ТМ.03 (рег. № 27524-04)

90000

для счетчиков A1802RL-P4GB-DW-3, (рег. № 31857-06)

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-3:

2

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

-    среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД:

45000

2

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч

70000

1

Глубина хранения информации

Счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

40

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний

3,5

средств измерений, лет, не менее

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 БД:

-    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;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера БД;

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

-    счетчика;

-    сервера БД.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (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 АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Наименование

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформатор тока

ТЛП-10-2 М1АС У3

6 шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I

6 шт.

Трансформатор тока

ТЛО-10

21 шт.

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

2 шт.

Трансформатор тока

ТПОЛ 10

4 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-6 У2

12 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06

20 шт.

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6

1 шт.

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

2 шт.

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

2 шт.

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03

7 шт.

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802RL-P4GB-DW-3

3 шт.

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1 шт.

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1 шт.

Методика поверки

МП СМО-2002-2021

1 экз.

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.787 ПФ

1 экз.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Филиала «ПМУ» АО «ОХК «УРАЛХИМ» в городе Перми», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

Развернуть полное описание