Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Липецкая энергосбытовая компания" для энергоснабжения ОАО "Стагдок", ОАО "Доломит". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Липецкая энергосбытовая компания" для энергоснабжения ОАО "Стагдок", ОАО "Доломит"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1377 п. 62 от 25.09.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

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.

Развернуть полное описание