Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Липецкая энергосбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стагдок», ОАО «Доломит» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ) .
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПО «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществля-
ется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени , на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ± 1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Липецкая энергосбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стагдок», ОАО «Доломит» используется ПО ПО «Энергосфера» версии 7.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО ПО «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 ПО «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПК «Энергосфера» | Библиотека pso_metr.dll | 1.1.1.1 | CBEB6F6CA69318BED 976E08A2BB7814B | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормирова-
ны с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | По-грешнос ть в рабочих услови- |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ях9 % |
ОАО «Стагдок» |
1 | ПС 110/6 кВ «Ситовка», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.2 | ТПЛ-10УЗ Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 742; Зав. № 871 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2849 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111113332 | ЭКОМ-3000 Зав. № 07092493 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
2 | ПС 110/6 кВ «Ситовка», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.4 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 6905; Зав. № 7336 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2849 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111113191 | ЭКОМ-3000 Зав. № 07092493 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
3 | ПС 110/6 кВ «Ситовка», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.6 | ТПЛ-10-М Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 3650 ТПЛ-10УЗ Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 4931 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2849 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111113290 | ЭКОМ-3000 Зав. № 07092493 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
4 | ПС 110/6 кВ «Ситовка», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.11 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 41700; Зав. № 39821 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2849 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111113312 | ЭКОМ-3000 Зав. № 07092493 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
5 | ПС 110/6 кВ «Ситовка», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.17 | ТПЛ-10с Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 0067; Зав. № 0069 | НАМИ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6234 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111113319 | ЭКОМ-3000 Зав. № 07092493 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
6 | ПС 110/6 кВ «Ситовка», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.19 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 6631; Зав. № 3615 | НАМИ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6234 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111113909 | ЭКОМ-3000 Зав. № 07092493 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
7 | ПС 110/6 кВ «Ситовка», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.24 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 19347; Зав. № 19569 | НАМИ-10 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 6234 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1111113258 | ЭКОМ-3000 Зав. № 07092493 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
ОАО «Доломит» |
8 | ГПП 110/6 кВ «Доломит», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.9 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 17667; Зав. № 21868 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 24141 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811136226 | ЭКОМ-3000 Зав. № 07092493 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 |
9 | ГПП 110/6 кВ «Доломит», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.10 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 17408; Зав. № 17442 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. №24141 |
10 | ГПП 110/6 кВ «Доломит», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.ЗЗ | ТПШЛ-10 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 2704; Зав. № 2795 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 36939 |
| 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,28/0,5 Зав. № 0811136151 | эком-3000 Зав. № 07092493 | активная реактивная | ±1Д ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,28/0,5 Зав. № 0804142775 | эком-3000 Зав. № 07092493 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
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. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 °С до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cos9(sin9) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК.12 от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 °C до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
- для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Липецкая энергосбытовая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч,
среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Липецкая энергосбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стагдок», ОАО «Доломит» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-
щие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
1 | 2 | 3 | 4 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10УЗ | 1276-59 | 3 |
Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 1261-08 | 4 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 22192-07 | 1 |
Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2363-68 | 4 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10с | 29390-10 | 2 |
Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 1261-59 | 2 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 2 |
Трансформатор тока | ТПШЛ-10 | 1423-60 | 2 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 831-53 | 3 |
Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 11094-87 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 | 46634-11 | 7 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 3 |
Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 17049-04 | 1 |
Программное обеспечение | ПО «Энергосфера» | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58485-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Липецкая энергосбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стагдок», ОАО «Доломит». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
• трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
• трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
• по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
• счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
• счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
• УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
• термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до - 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ОАО «Липецкая энергосбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стагдок», ОАО «Доломит», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.