Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЧУЭТ" для энергоснабжения потребителя ООО "Соврудник". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЧУЭТ" для энергоснабжения потребителя ООО "Соврудник"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя

ООО «Соврудник» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и баз данных (сервер) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по выделенным каналам связи поступает в локальную вычислительную сеть (ЛВС) ООО «Соврудник». Далее измерительная информация по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet поступает на сервер. На сервере осуществляется обработка поступающей информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение полученных данных, оформление отчётных документов.

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера. 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 с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, коррекция часов производится при расхождении на величину более ±2 с.

Сравнение показаний часов счётчиков с часами сервера осуществляется 1 раз в сутки. Корректировка часов счётчика производится при расхождении показаний часов счётчика и сервера на величину более ±2 с. Передача информации от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.

Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии не ниже 7.1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 7.1

Цифровой идентификатор ПО

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Вид

электри

ческой

энергии

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5)%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110/35 кВ «Викторов-ский», ОРУ-110 кВ, Ввод Т-1 110 кВ

ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 200/5

НАМИ- 110УХЛ1 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

Актив

ная

0,6

1,5

Рег. № 61432-15 Фазы: А, В, С

Рег. № 24218-08 Фазы: А, В, С

Реактив

ная

1,1

2,5

2

ПС 110/35 кВ «Викторов-ский», ОРУ-110 кВ, Ввод Т-2 110

ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 200/5

НАМИ- 110УХЛ1 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

Актив

ная

0,6

1,5

Рег. № 61432-15 Фазы: А, В, С

Рег. № 24218-08 Фазы: А, В, С

HP ProLiant

Реактив-

1,1

2,5

кВ

DL360e Gen8

ная

ПС 110/35/6 кВ

ТЛК-СТ-10

НТМИ-6-66

BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

Актив-

1,1

3,0

3

№ 46 «Совруд-ник»,

Кл.т. 0,5S 150/5

Кл.т. 0,5 6000/100

ная

ЗРУ-6 кВ, 1

Рег. № 58720-14

Рег. № 2611-70

Реактив-

2,3

4,7

с.ш. 6 кВ, яч. 4

Фазы: А, С

Фазы: АВС

ная

ПС 110/35/6 кВ

ТЛО-10

НТМИ-6-66

BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

Актив-

0,9

1,6

4

№ 46 «Совруд-ник»,

Кл.т. 0,2S 400/5

Кл.т. 0,5 6000/100

ная

ЗРУ-6 кВ, 1

Рег. № 25433-08

Рег. № 2611-70

Реактив-

1,6

2,6

с.ш. 6 кВ, яч. 6

Фазы: А, С

Фазы: АВС

ная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 31

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А, С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

4,7

6

ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 32

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А, С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

HP ProLiant

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

4,7

7

ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 34

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А, С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

DL360e Gen8

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

4,7

8

ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 12

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А, С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

4,7

9

ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник»,

ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А, С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

BINOM

339U3.57I3.5

HP ProLiant

Актив

ная

1,1

3,0

ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 17

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

DL360e Gen8

Реактив

ная

2,3

4,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 19

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100

BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 2473-69 Фазы: А, С

Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

Реактив

ная

2,3

4,7

11

ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 20

ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А, С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

Актив

ная

Реактив

ная

1,1

2,3

3,0

4,7

12

ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 24

ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 400/5 Рег. № 25433-08 Фазы: А, С

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС

BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

Актив

ная

Реактив

ная

0,9

1,6

1,6

2,6

13

РП 6 кВ «Шахта № 5», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 15

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 50/5

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100

BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15

Актив

ная

1,1

3,0

Рег. № 47958-11 Фазы: А, С

Рег. № 51199-12 Фазы: АВС

Реактив

ная

2,3

4,7

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с.

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для ИК №№ 5-11 для тока 5 % от !ном, для остальных ИК для тока 2 % от !ном; cosj = 0,8инд.

4    ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, и в режиме измерений реактивной электрической энергии в соответствии с ТУ 4228-008-80508103-2014.

5    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

13

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от №ом ток, % от !ном для ИК №№ 5-11 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 5 до 120 от 1 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от №ом ток, % от !ном для ИК №№ 5-11 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, °С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110

от 5 до 120 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40

от +5 до +35

от +20 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

150000

2

50000

0,5

1

2

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

90

при отключении питания, лет, не менее

5

для сервера:

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 счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт./экз.

Трансформаторы тока

ТОГФ-110

6

Трансформаторы тока

ТЛК-СТ-10

4

Трансформаторы тока

ТЛО-10

4

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

4

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

8

Трансформаторы тока проходные

ТПЛ-10-М

2

Трансформаторы напряжения антирезонансные

НАМИ- 110УХЛ1

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

2

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

1

Счетчики-измерители показателей качества электрической энергии многофункциональные

BINOM3

13

Сервер

HP ProLiant DL360e Gen8

1

Методика поверки

МП ЭПР-080-2018

1

Паспорт-формуляр

ЭНСТ.411711.150.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-080-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя ООО «Соврудник». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 11.05.2018 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11);

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 5738-76);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28134-04);

-    прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53602-13);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22029-10).

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя ООО «Соврудник», свидетельство

об аттестации № 103/RA.RU.312078/2018.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя ООО «Соврудник»

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

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

Развернуть полное описание