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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Тольяттинская энергосбытовая компания"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тольяттинская энергосбытовая компания» (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 (далее -счетчики) 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 таблицах 2-3.

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) «Пирамида 2000».

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 счетчика. 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.

Для ИК № 1,2 цифровой сигнал с выходов счетчика по проводным линиям связи поступает на входы соответствующего GSM/GPRS модема, далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер БД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.

Для ИК №№ 3-9 информация об энергопотреблении поступает на сервер БД из АИИС КУЭ ОАО "Волжская ТГК" Самарского региона с Изменениями № 1, 2 (регистрационный № 35905-13) в виде xml-макетов формата 80020. Также имеется возможность прямого опроса сервером сбора и БД указанных счетчиков аналогично ИК № 1,2.

Передача информации от сервера БД (или АРМ) в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера ИВК «ИКМ-Пирамида» с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера БД производится по запросу каждые 30 мин, коррекция часов выполняется при расхождении на величину ±1 с.

Для ИК № 1, № 2 сравнение показаний часов счетчика с часами сервера БД производится во время сеанса связи (один раз в сутки). Корректировка часов счетчика осуществляется независимо от наличия расхождений.

Для ИК №№ 3-9 синхронизация часов счетчиков осуществляется в соответствии с описанием типа АИИС КУЭ ОАО "Волжская ТГК" Самарского региона с Изменениями № 1, 2 (регистрационный № 35905-13). Также имеется возможность синхронизации часов указанных счётчиков с часами сервера сбора и БД аналогично ИК № 1,2.

Передача информации от счетчика до сервера сбора и БД реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.

Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов сервера БД и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в его журнале событий.

Программное обеспечение

Используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» 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 «Пирамида 2000».

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационные наименования модулей ПО

CalcClients.dll; CalcLeakage.dll; CalcLosses.dll; Metrology.dll; ParseBin.dll; ParseIEC.dll; ParseModbus.dll; ParsePiramida.dll; SynchroNSI.dll; VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3.0

Цифровой идентификатор ПО

e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

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

Н

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 110/10 кВ «ГПП 5000000»

1

ПС 110/10 кВ «ГПП-5000000» ОРУ-110 кВ СШ-110 кВ яч.10 ВЛ-110 кВ «ПКЗ-Северная»

ТВ-110/52 Кл. т. 1,0 500/1

НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,7

±4,5

±5,6

±8,7

2

ПС 110/10 кВ «ГПП-5000000» ОРУ-110 кВ ОСШ-110 кВ яч.8 ОВ-12

ТВ-110/52 Кл. т. 1,0

600/5

НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,7

±4,5

±5,6

±8,7

Тольяттинская ТЭЦ

3

ТоТЭЦ "ОВ-12"

ТВ-110/52 Кл. т. 0,5 750/5

НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

4

ТоТЭЦ "ГОРОД-32"

ТВ-110/52 Кл. т. 0,5 750/5

НКФ-110 Кл. т. 0,5 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТЭЦ ВАЗа

5

ТЭЦ ВАЗа "ОВ-12" 1,2 сек. 110 кВ яч.38

ТГФМ-110 Кл. т. 0,2S 750/1

НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,6

±1,3

±1,5

±2,6

6

ТЭЦ ВАЗа "ГОРОД-1"

1 сек. 110 кВ яч.42

ТФНД-110 Кл. т. 0,5 750/1

НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±2,9

±4,7

7

ТЭЦ ВАЗа "ГОРОД-2"

2 сек. 110 кВ яч.34

ТФНД-110 Кл. т. 0,5 750/1

НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5

-

активная

реактивная

±0,9

±2,4

±2,9

±4,7

8

ТЭЦ ВАЗа "ПКЗ-1"

ТРГ-110 Кл. т. 0,2S 750/1

НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М.16

активная

±0,6

±1,5

1 сек. 110 кВ яч.28

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±1,3

±2,6

9

ТЭЦ ВАЗа "ПКЗ-2"

ТРГ-110 Кл. т. 0,2S 750/1

НАМИ-110 Кл. т. 0,2 110000:^3/100:^3

СЭТ-4ТМ.03М.16

активная

±0,6

±1,5

2 сек. 110 кВ яч.30

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±1,3

±2,6

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 для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 9 от 0 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. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

9

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 98 до 102

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 (5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, С

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С:

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, С

от +10 до +60

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

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 «Тольяттинская энергосбытовая компания» 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.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТВ-110/52

3190-72

12

Трансформатор тока

ТГФМ-110

52261-12

3

Трансформатор тока

ТФНД-110

2793-71

6

Трансформатор тока

ТРГ-110

26813-06

6

Трансформатор напряжения

НКФ-110

14205-11

2

Трансформатор напряжения

НКФ-110

922-54

1

Трансформатор напряжения

НКФ-110

26452-04

3

Трансформатор напряжения

НАМИ-110

24218-08

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M.16

36697-12

6

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M

36697-12

3

1

2

3

4

Сервер БД

SUNRISE

-

1

Программное обеспечение

Пирамида 2000

-

1

Методика поверки

МП 206.1-171-2017

-

1

Паспорт-Формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-171-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тольяттинская энергосбытовая компания». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 19 июня 2017 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» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    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-4ТМ.03М.16 - 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.;

-    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.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.00 - 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;

-    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

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учет вэлектроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тольяттинская энергосбытовая компания», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

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

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

Развернуть полное описание