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

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

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Найдено поверителей 3

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «КШЗ» (далее по тексту - 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-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) 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 поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется 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 и ИВК. АИИС КУЭ, оснащена устройством синхронизации времени, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и

времени приемника более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени приемника не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии, отражаются в его журнале событий.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ» используется ПО ПК «Энергосфера» версии 7.1, 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 - Метрологические значимые модули 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

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы 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 АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ме

о

К

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

ПС «Кировская ТЭЦ-1» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.65

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 18413; Зав. № 18651

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 621

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806161721

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,7

±6,3

2

ПС «Кировская ТЭЦ-1» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч.40

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 34929; Зав. № 36902

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 772

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0806161879

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,7

±6,3

3

Кировская ТЭЦ-1 110/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч.23

ТП0Л-10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 3441; Зав. № 6907

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2811; Зав. № 2361

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808160385

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,7

±6,3

4

Кировская ТЭЦ-1 110/6 кВ, ГРУ-6 кВ, яч.5

ТП0Ф-10 Кл. т. 0,5S 750/5 Зав. № 125503; Зав. № 125502

НТМИ-6 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 9759; Зав. № 2674

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808160597

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,7

±6,3

5

ПС «Шевели» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 5 СШ 6 кВ, яч.23

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 8322; Зав. № 14775

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 11652

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808160670

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,7

±6,3

6

ПС «Шевели» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 6 СШ 6 кВ, яч.37

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 6127; Зав. № 2263

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ТРАТ

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808160760

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,7

±6,3

7

ПС «Шевели» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 6 СШ 6 кВ, яч.41

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 8820; Зав. № 4445

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ТРАТ

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808160781

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,7

±6,3

8

ПС «Шевели» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 5 СШ 6 кВ, яч.19

ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 07609; Зав. № 13456

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 11652

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808160802

-

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,7

±6,3

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИИК №119, 120 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 cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 8 от минус 20 до плюс 30 °C.

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

8

Нормальные условия: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности cosj

-    температура окружающей среды, °С

98 до102 100-до 120

0,9

от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от ^ом

-    коэффициент мощности cosj

-    температура окружающей среды для ТТ и ТН, С

-    температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, С

-    температура окружающей среды в месте расположения УСПД, С

от 90 до 110 от 2 до 120

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

от -40 до +70 от -40 до +60 от +20 до 30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    среднее время восстановления работоспособности, ч

165000

2

70000

1

Г лубина хранения информации Электросчетчики:

-    тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее

-    при отключении питания, лет, не менее

45

10

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации 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 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;

-    журнал сервера БД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере БД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

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, параметрировании:

-    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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «КШЗ» 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.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег.№

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

1261-59

4

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

1261-02

8

Трансформатор тока

ТПОФ-10

518-50

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10

47958-11

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

380-49

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

380-49

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M.01

36697-12

8

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-074-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «КШЗ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2016 г.

Основные средства 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 без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03M.01-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.;

-    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%;

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «КШЗ», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «КШЗ»

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.

Развернуть полное описание