Назначение
Система автоматизированная информационно - измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень состоит из измерительных трансформаторов тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 7746 - 2001, измерительных трансформаторов напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983 - 2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии типа CE 304 класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и 0,5 по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии, вторичных измерительных цепей и технических средств приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно - вычислительный комплекс (далее - ИВК), обеспечивающий выполнение следующих функций :
- сбор информации от счетчиков АИИС КУЭ (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера ОАО «Роскоммунэнерго»;
- доступ к информации и ее передачу в организации - участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ) и другие заинтересованные организации.
ИВК состоит из серверов сбора и базы данных, устройства синхронизации времени, автоматизированных рабочих мест (далее - АРМ) персонала и программного обеспечения (далее -ПО) «Энергосфера».
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включает в себя 1-й и 2-й уровни АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Счетчик измеряет мгновенные значения входных сигналов тока и напряжения шестиканальным аналогоцифровым преобразователем, с последующим вычислением среднеквадратических значений токов и напряжений, активной, реактивной и полной мощности и энергии, углов сдвига фазы и частоты.
ИВК автоматически опрашивает счетчики АИИС КУЭ. В ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате XML, и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (далее - ИАСУ КУ) ОАО «АТС».
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) выполняет законченную функцию измерений времени и формируется на всех уровнях АИИС КУЭ.
Контроль времени в часах счетчиков АИИС КУЭ автоматически выполняет ИВК, при каждом сеансе опроса (один раз в 30 минут), корректировка часов счетчиков выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчике и ИВК на величину более ± 1 с.
Корректировка часов сервера ИВК выполняется автоматически от GPS-приемника, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Коррекция часов сервера ИВК происходит ежесекундно, расхождение не превышает ± 1 с.
Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии и ИВК 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
| Таблица 1 - Иденти | шкационные данные ПО «Энергосфера», установленного в ИВК |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения(контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Библиотека pso_metr.dll | 1.1.1.1 | CBEB6F6CA69318BED976E08A2 BB7814B | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4 нормированы с учетом ПО;
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав 1-го уровня ИК приведен в таблице 2, метрологические характеристики ИК в таблицах 3 и 4.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня ИК
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 197 | ЗРУ - 6 кВ, 1 сш - 6 кВ яч. 102, ф. Черных - 1 | ТОЛ-10-I Госреестр № 15128-07 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 52845 Зав. № 52846 Зав. № 51289 | ЗНОЛП-6 Госреестр № 23544-07 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 2001223 Зав. № 2001252 Зав. № 2001246 | CE 304 Госреестр № 31424-07 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 009154049000075 | активная, реактивная |
| 198 | ЗРУ - 6 кВ, 2 сш - 6 кВ яч. 211, ф. Черных - 2 | ТОЛ-10-I Госреестр № 15128-07 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 53419 Зав. № 53487 Зав. № 53354 | ЗНОЛП-6 Госреестр № 23544-07 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 2001287 Зав. № 2001248 Зав. № 2001283 | CE 304 Госреестр № 31424-07 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 009154049000216 |
| 199 | ЗРУ - 6 кВ, 1 сш - 6 кВ, яч. 105, ф. ГМЗ - 1 | ТОЛ-10-I Госреестр № 15128-07 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 53363 Зав. № 53234 Зав. № 53431 | ЗНОЛП-6 Госреестр № 23544-07 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 2001223 Зав. № 2001252 Зав. № 2001246 | CE 304 Госреестр № 31424-07 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 009154074000063 |
| 200 | ЗРУ - 6 кВ, 2 сш - 6 кВ, яч. 202, ф. ГМЗ - 2 | ТОЛ-10-I Госреестр № 15128-07 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 53362 Зав. № 53149 Зав. № 53359 | ЗНОЛП-6 Госреестр № 23544-07 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 2001287 Зав. № 2001248 Зав. № 2001283 | CE 304 Госреестр № 31424-07 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 009154073000014 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (±S), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (± <5), % |
| 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 |
| 197, 198, 199. 200 | 0,021н1 < I1 < 0,051н1 | 1,6 | 2,2 | 2,5 | 4,8 | 1,7 | 2,3 | 2,6 | 4,9 |
| 0,051н1 < I1 < 0,21н1 | 1,1 | 1,4 | 1,6 | 3,0 | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,1 |
| 0,21н < I1 < 1н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,1 | 1,3 | 1,4 | 2,3 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 0,9 | 1,1 | 1,2 | 2,2 | 1,1 | 1,3 | 1,4 | 2,3 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия)
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК |
| Основная относительная погрешность ИК, (±S), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±S), % |
| 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 |
| 197, 198, 199, 200 | 0,021н1 < I1 < 0,051н | 5,0 | 4,0 | 2,4 | 5,3 | 4,3 | 2,8 |
| 0,051н < I1 < 0,2Iki | 3,2 | 2,5 | 1,5 | 3,6 | 3,0 | 2,1 |
| 0,21н1 < I1 < 1н1 | 2,3 | 1,9 | 1,2 | 2,9 | 2,5 | 1,9 |
| 1н1 < I1 < 1,21н1 | 2,3 | 1,9 | 1,2 | 2,9 | 2,5 | 1,9 |
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 питающей сети: напряжение (220 ± 4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)Uh; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)1н; коэффициент мощности cosф ^тф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ от 15°С до 35°С; ТН от 15°С до 35°С; счетчиков: от 21°С до 25°С; ИВК от 15°С до 25°С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
4. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,02 - 1,2)Ih1; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от 0°С до 40°С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,6 -0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 0°С до 40°С;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 10°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа CE 304 - не менее Т = 120000 ч; среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
В журналах событий счетчика фиксируются факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
Защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-ние:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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 при отключении питания: для счетчиков типа CE 304 - не менее 30 лет;
- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ типографическим 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
| Наименование (обозначение) изделия | Количество (шт.) |
| Трансформаторы тока ТОЛ-10-I | 12 |
| Трансформаторы напряжения ЗНОЛП-6 | 6 |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии трехфазные CE 304 | 4 |
| GPS-приемник | 1 |
| ПО «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 57326-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2014 года.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»,
- трансформаторов напряжения - по 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 CE 304 - в соответствии с документом «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные CE 304. Методика поверки.» ИНЕС.411152.064 Д1, утвержденному ФГУП ВНИИМС в 2006 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 со счетчиком АИИС КУЭ и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01,
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 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 системы автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ, свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00225/206-059-14 от 08.04.2014 г.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»,
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие техни
ческие условия».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУ) ОАО «Роскоммунэнерго» в части ПС Приречная 110/6 кВ, свидетельство об аттестации методики измерений № 01.00225/206-059-14 от 08.04.2014 г.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
