Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (филиал №1 ЗАО МПБК «Очаково», г. Краснодар) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, 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 (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и 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 каналообразующую аппаратуру, сервер НР ProLiant DL360 G5 АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) типа РСТВ-01-01 (рег. № 67958-17) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
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 через интерфейс RS-485 поступает на коммуникатор (или GSM-модем), а затем по GPRS-сети (основной канал связи) или GSM-сети (резервный канал связи) поступает на верхний уровень АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в ИАСУ КУ АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ, АРМ Филиала №1 ЗАО МПБК «Очаково» в г. Краснодаре и другие заинтересованные организации осуществляется от сервера с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ типа РСТВ-01-01, синхронизирующего собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ.Часы сервера синхронизируются по времени часов УСВ, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами сервера производится каждый сеанс связи со счетчиками (не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении с часами сервера вне зависимости от наличия расхождения, но не реже чем 1 раз в сутки. Время задержки в каналах связи составляет не более 0,2 с.
Журналы событий счетчика и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки и заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Заводской номер 001.
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.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| 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.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | TH | Счётчик | ивк | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ яч.З | ТИОЛ-10 Кл. т. 0,5 50/5 Per. № 1261-02 | НТМК-10- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 355-49 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 2 | РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ яч.4 | ТИОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Per. № 1261-02 | НТМК-10- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 355-49 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 3 | РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ яч.13 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 75/5 Per. № 2363-68 | НТМК-10- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 355-49 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ яч.14 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 1276-59 тпол-ю Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 1261-02 | НТМК-Ю- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 355-49 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 5 | РП-10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ яч.18 | ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 50/5 Per. № 1261-02 | НТМК-Ю- 71 УЗ Кл. т. 0,5 10000/100 Per. № 355-49 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 6 | ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.11 | ТПЛ-ЮУЗ Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1276-59 ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1261-02 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 7 | ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.6 | ТПЛ-ЮУЗ Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 8 | ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.17 | ТПЛ-ЮУЗ Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 9 | ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.12 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 10 | ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.27 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| И | ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.26 | тпол-ю Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1261-02 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 12 | ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.35 | ТПЛ-ЮУЗ Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 13 | ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.24 | ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 1261-02 ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 14 | ЦРП-6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.20 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Per. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 15 | ПС 110/10/6 кВ «ЗИП», ЗРУ 10/6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.47 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 1276-59 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №20186-05 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1Д ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| 16 | ПС 110/10/6 кВ «ЗИП», ЗРУ 10/6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ яч.19 | ТПЛ-10 УЗ Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 | СЭТ- 4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Per. № 36697-12 | HP ProLiant DL360 G5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,7 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АПИС 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 coscp = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 16 от 0 до плюс 40 °C. 4 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 5 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов. 6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 16 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Г ц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 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 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 1,0 емк |
| - частота, Г ц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, оС | от -40 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 256554 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 35 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания ИВК 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:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
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
на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 11 |
| ТПЛМ-10 | 2 |
| ТПЛ-10 | 19 |
| Трансформаторы напряжения | НТМК-10-71У3 | 2 |
| НТМИ-6-66 | 4 |
| НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| Счётчики электрической энергии | СЭТ-4ТМ.ОЗМ | 16 |
| Устройство синхронизации времени | РСТВ-01-01 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Паспорт-Формуляр | ОЧ.07.2013-ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (филиал №1 ЗАО МПБК «Очаково», г. Краснодар), аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2008 от 02.06.2008 г., 105122, Москва, Щёлковское шоссе, 9.
Нормативные документы
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
