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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "МегаФон"

Основные
Тип
Год регистрации 2011
Дата протокола Приказ 4992 от 16.09.11 п.28
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 43799
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск ГОСТ 22261-94, ГОСТ 1983-2001, ГОСТ 7746-2001
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МегаФон» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «МегаФон», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ОАО «МегаФон».

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Уровень ИК, включающий измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа СЭТ-4ТМ-03М и ЦЭ6850М по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.

Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер сбора данных (далее -СД) и сервер базы данных (далее - БД), СОЕВ на базе GPS - приемника, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО).

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 поступает на уровень ИВК АИИС КУЭ, где выполняется обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Также, на уровне ИВК осуществляется хранение, накопление и передача информации в организации-участники оптового рынка электро-

Лист № 2

Всего листов 10 энергии с помощью электронной почты по выделенному каналу связи и с помощью сотовой связи стандарта GSM/GPRS.

Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера», версия 6.4 функционирует на нескольких уровнях:

• программное обеспечение счетчика;

• программное обеспечение АРМ;

• программное обеспечение сервера СД и БД.

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИВК и счетчики. СОЕВ включает в себя GPS - приемник, установленный на уровне ИВК. Время сервера синхронизировано со временем GPS - приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. Сервер АИИС КУЭ осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков с временем сервера каждые 30 мин, при расхождении времени счетчиков с временем сервера на ±3 с выполняется корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого входят программы указанные в таблице 1. 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 ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (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»

6.4

-

CRQ-интерфейс

CRQonDB.exe

6.4

1ffba56d1c45c6 c96d445f79aeae d68f

MD5

Алармер

AlarmSvc.exe

6.4

5ee9e43043aa2 5aa3439b9fcdc 0eb86d

MD5

Анализатор 485

Spy485.exe

6.4

792fc10e74dfc2 f1fd7b8f495496 0c96

MD5

АРМ Энергосфера

ControlAge.exe

6.4

481cbaafc6884e 42ef125e346d8 ebabc

MD5

Архив

Archive.exe

6.4

0d8d84386c574 dc1e99906da60 ef355a

MD5

Импорт из Excel

Dts.exe

6.4

74a349a5101dd dd64a8aab4dfe b60b88

MD5

Инсталлятор

Install.exe

6.4

d80a7b739e6c7 38bc57fd1d4ac 42483e

MD5

Консоль администратора

Adcenter.exe

6.4

701557ecf47c2 7d8416a1fcfedf

a13ae

MD5

Локальный АРМ

ControlAge.exe

6.4

42622787a0c97 59032422c613b de8068

MD5

Менеджер программ

SmartRun.exe

6.4

109d78b66ce47 a697207035d46 ab9987

MD5

Редактор расчетных схем

AdmTool.exe

6.4

94f572617eada b4f7fc8d4feb71 b7fa2

MD5

Ручной ввод

HandInput.exe

6.4

ab6cf0fb6b01aa 43efde930d3e2 6779e

MD5

Сервер опроса

PSO.exe

6.4

38b24819c3a5d 05078b4ab7aaa d0e723

MD5

Т оннелепроклад-чик

TunnelEcom.exe

6.4

3027cf475f050 07ff43c79c0538 05399

MD5

Центр импор-та/экспорта

expimp.exe

6.4

adcbfb6041e20 59fb0f4b44c9fc 880ca

MD5

Электроколлектор

ECollect.exe

6.4

fd3ae9a9180d9 9d472127ff61c 992e31

MD5

ПТК «ЭКОМ», включающее в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера» внесен в Госреестре №19542-05.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4

Таблица 2 - Состав измерительных каналов

Ц/Ц q\f

Номер точки измерений

Наименование объекта

Состав измерительных каналов

УСПД

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

1

1

РП-2 10/0,4 кВ "Фрегат", РУ 10 кВ, яч. 3

ТЛМ-10 Г осреестр № 2473-05 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 00331 Зав. № 00329 Зав. № 00334

НАМИТ-10-2 Г осреестр № 18178-99 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 0085

СЭТ-4ТМ.03М.01 Госреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812090696

-

активная, реактивная

2

2

РП-2 10/0,4 кВ "Фрегат", РУ 10 кВ, яч. 27

ТЛМ-10 Г осреестр № 2473-05 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 00425 Зав. № 00310 Зав. № 00309

НАМИТ-10-2 Г осреестр № 18178-99 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 0441

СЭТ-4ТМ.03М.01 Госреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812091142

активная, реактивная

3

3

РП-2 10/0,4 кВ "Фрегат", РУ 0,4 кВ, яч. 5, ф. 9

Т-0,66 Г осреестр № 22656-07 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 069514 Зав. № 069513 Зав. № 069515

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Госреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812090772

активная, реактивная

4

4

РП-2 10/0,4 кВ "Фрегат", РУ 0,4 кВ, яч. 13, ф. 22

Т-0,66 Г осреестр № 22656-07 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 084493 Зав. № 080717 Зав. № 069747

-

СЭТ-4ТМ.03М.09 Госреестр № 36697-08 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812093617

активная, реактивная

5

5

ПС 110/6 кВ "Салют", ЗРУ 6 кВ, яч. 47

ТПОЛ-10 Г осреестр № 1261-08 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 13599

-

Зав. № 14298

НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 3018

ЦЭ6850М Госреестр № 20176-06 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 89861264

активная, реактивная

Окончание таблицы 2

Ц/Ц q\f

Номер точки измерений

Наименование объекта

Состав измерительных каналов

УСПД

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счетчик

6

6

ПС 110/6 кВ "Салют", ЗРУ 6 кВ, яч. 6

ТПОЛ-10 Г осреестр № 1261-08 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 12890

Зав. № 14090

НТМИ-6-66 Г осреестр № 2611-70 Кл. т. 0,5 6000/100

Зав. № 3941

ЦЭ6850М Госреестр № 20176-06 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 89861290

-

активная, реактивная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)___________

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтён_________ной активной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:________

Номер ИК

Основная погрешность ИК, ±%

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±%

диапазон тока

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,87

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1, 2

0,051н1 < I1 < 0,21н1

1,8

2,5

2,9

5,5

2,2

2,8

3,2

5,6

0,2Ih1 < I1 < Ih1

1,2

1,5

1,7

3,0

1,6

1,9

2,1

3,2

1н1 < I1 < 1,2Ih1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,5

1,7

1,8

2,6

3, 4

0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1

1,8

2,4

2,8

5,4

2,1

2,7

3,1

5,5

0,2Ih1 < I1 < Ih1

1,0

1,3

1,5

2,7

1,6

1,8

1,9

3,0

1н1 < I1 < 1,2Ih1

0,8

1,0

1,1

1,9

1,4

1,6

1,6

2,3

5, 6

0,02Ih1 < I1 < 0,05Ih1

1,9

2,4

2,7

4,9

2,2

2,7

3,0

5,0

0,05Ih1 < I1 < 0,2Ih1

1,2

1,5

1,7

3,1

1,6

1,9

2,1

3,4

0,2Ih1 < I1 < Ih1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,5

1,7

1,8

2,6

1н1 < I1 < 1,2Ih1

1,0

1,2

1,3

2,3

1,5

1,7

1,8

2,6

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)

Доверительные границы относительной погрешности результата измерений количества учтённой реактивной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:

Номер ИК

Основная погрешность ИК, ±%

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±%

диапазон тока

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1

2

3

4

5

6

7

8

1, 2

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

5,7

4,6

2,7

6,3

5,3

3,7

0,2Ihi < Ii < Ihi

3,2

2,6

1,8

4,1

3,7

3,1

Ihi < Ii < 1,2Ihi

2,5

2,1

1,5

3,6

3,3

3,0

3, 4

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

5,6

4,5

2,7

6,2

5,2

3,7

0,2Ihi < Ii < Ihi

2,9

2,4

1,6

3,9

3,5

3,0

Ihi < Ii < 1,2Ihi

2,1

1,8

1,4

3,4

3,2

2,9

5, 6

0,02Ihi < Ii <

0,05Ihi

5,1

4,1

2,5

5,8

4,9

3,6

0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi

3,4

2,8

1,9

4,3

3,8

3,2

0,2Ihi < Ii < Ihi

2,5

2,1

1,5

3,6

3,3

3,0

Ihi < Ii < 1,2Ihi

2,5

2,1

1,5

3,6

3,3

3,0

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 + 1,02) Uhom; диапазон силы тока

Лист № 7

Всего листов 10 (1 + 1,2) 1ном, коэффициент мощности cos9 (sino) = 0,87 (0,5) инд.; ); частота (50 ± 0,15) Гц;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 + 1,1) ином; диапазон силы первичного тока (0,05 (0,02) + 1,2) 1ном1; коэффициент мощности cos9 (sm9) - 0,5 + 1,0 (0,5 + 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от - 40 °С до + 50 °С.

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 (0,02) + 1,2)1н2; коэффициент мощности cos9 (sino) - 0,5 + 1,0 (0,5 + 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- температура окружающего воздуха - от + 15 °С до + 30 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха - от + 10 °С до + 35 °С.

- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;

- атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «МегаФон» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;

ТО_ИК (АИИС) = 8136 ч - среднее время наработки на отказ.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчетчик ЦЭ6850М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 106100 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

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 счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

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, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (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; при отключении питания - не менее 10 лет;

- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МегаФон» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 Комплектность АИИС КУЭ ОАО «МегаФон»

Наименование

Количество

Измерительные трансформаторы тока ТЛМ-10; Т-0,66; ТПОЛ-10

16 шт.

Измерительные трансформаторы напряжения НАМИТ-10-2; НТМИ-6-66

4 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ-03М; ЦЭ6850М

6 шт.

Сервер СД и БД

1 шт.

Окончание таблицы 5

Наименование

Количество

ПК «Энергосфера»

1 шт.

Автоматизированные рабочие места персонала (АРМы)

3 шт.

Методика поверки

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Формуляр

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МегаФон». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения един

ства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- Средства измерений МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения един

ства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- Счетчики типа СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки

ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 года;

- Счетчики типа ЦЭ6850М - в соответствии с документом «Счетчики электричсе-

кой энергии ЦЭ6850. Методика поверки ИНЕС.411152.034 Д1», утвержденной ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 15 декабря 2002 г.;

- Комплексы программно-технические измерительные ЭКОМ - в соответствии с

методикой «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ. Методика поверки», утвержденной ВНИИМС в ноябре 2005 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис

темы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счет

чиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МегаФон».

Лист № 10

Всего листов 10

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «МегаФон».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание