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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнергоХолдинг" для энергоснабжения ЗАО "Энгельсский трубный завод"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнергоХолдинг" для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергиии мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные 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 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-200 и ГОСТ 26035-835 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

4.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее -УСПД) и каналообразующую аппаратуру;

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ИВК АИИС КУЭ ООО "ЭнергоХолдинг" для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод» на базе ПО «АльфаЦентр», устройство синхронизации системного времени УССВ, автоматизированное рабочее место персонала, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение

Измерительные каналы №1-2 (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ, ИК №3 состоит из двух.

Первичные фазные 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 ИК №1-2 по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной инфор-

Лист № 2 Всего листов 9

мации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Цифровой сигнал с выходов счетчика ИК №3 поступает непосредственно на сервер, установленный в ЦСОИ ООО «ЭнергоХолдинг».

Передача данных на верхний уровень системы осуществляется по основному (GPRS) или резервному (GSM) каналам связи.

На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности через каналы связи.

Данные по группам точек поставки в организации-участники ОРЭ и РРЭ, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, передаются в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с сервера ИВК настоящей системы

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. Синхронизация времени производится с помощью GPS-приемника, принимающего сигналы глобальной системы позиционирования. В качестве приемника сигналов GPS о точном астрономическом времени используется устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключаемое к ИВК. Сличение времени ИВК со временем УССВ происходит при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Коррекция времени ИВК с временем УССВ осуществляется при расхождении времени ИВК с временем УССВ на величину более ± 1 с. Сличение часов УСПД с часами ИВК осуществляется каждый сеанс связи, коррекция времени УСПД со временем ИВК осуществляется вне зависимости от наличия расхождений. Сличение часов счетчиков (для ИК №1-2) с часами УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 мин), корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении времени УСПД со временем счетчиков на величину более ± 1с. Сличение часов счетчика ИК №3 с часами ИВК производится каждый сеанс связи (1 раз в сутки), корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении времени ИВК со временем счетчиков на величину более ± 1 с.

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии 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

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. С помощью ПО «АльфаЦЕНТР» решаются задачи коммерческого многотарифного учета расхода и прихода электроэнергии в течение заданного интервала времени, измерения средних мощностей на заданных интервалах времени, мониторинга нагрузок заданных объектов.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

«АльфаЦЕНТР

АРМ»

«АльфаЦЕНТР СУБД «Oracle»

«Альф аТ ЦЕНТР Коммуникатор»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

4

9

3

Цифровой идентификатор ПО

a65bae8d7150931f8

11cfbc6e4c7189d

Bb640e93f359bab1

5a02979e24d5ed48

3 ef7fb23 cfl60f56602 lbf19264ca8d6

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 - 4, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

о,

е

S

о

Н

Наименование объекта

Состав измерительного канала

Вид электроэнергии

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПС «Индустриальная» 110/10/6 кВ, I с.ш, яч. №35

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0

ЭКОМ-

3000 Зав.№0908 2259

HPProliantDL 160 Gen8

активная

реактивная

2

ПС «Индустриальная» 110/10/6 кВ, II с.ш, яч. №21

ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0

активная

реактивная

3

ТП-6 10/0,4 кВ ЗАО «Эн-гельсский трубный завод», РУ-0,4 кВ ООО «Ломпром Саратов»

Т-0,66 Кл.т. 0,5 400/5

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0

-

активная

реактивная

Метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Диапазон тока

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), %

cosj = 0,9

cosj = 0,8

cosj = 0,5

cosj = 0,9

cosj = 0,8

cosj = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1, 2

1н1<11<1,21н1

1,1

1,3

2,2

1,7

2,0

2,7

0,21н1<11<1н1

1,4

1,7

3,0

1,9

2,3

3,3

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S)

0,051н1<11<0,21н1

2,3

2,9

5,4

2,6

3,3

5,6

3

(ТТ 0,5; Сч 0,5S)

1н1<11<1,21н1

0,9

1,1

1,9

1,5

1,9

2,4

0,21н1<11<1н1

1,2

1,5

2,7

1,7

2,1

3,1

0,051н1<11<0,21н1

2,2

2,8

5,3

2,5

3,2

5,5

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Диапазон тока

Границы интервала относительной основной погрешности измерений, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), %

Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, соответствующие вероятности Р=0,95, (±^), %

cosj = 0,9

cosj = 0,8

cosj = 0,5

cosj = 0,9

cosj = 0,8

cosj = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1, 2

1н1<11<1,21н1

2,7

2,1

1,5

4,2

3,8

3,6

0,21н1<11<1н1

3,6

2,6

1,8

4,8

4,1

3,7

(ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0)

0,051н1<11<0,21н1

6,4

4,4

2,7

7,2

5,5

4,2

3

(ТТ 0,5; Сч 1,0)

1н1<11<1,21н1

2,3

1,8

1,3

4,0

3,6

3,5

0,21н1<11<1н1

3,3

2,4

1,6

4,6

3,9

3,6

0,051н1<11<0,21н1

6,3

4,3

2,6

7,0

5,3

4,1

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.    Нормальные условия эксплуатации:

- параметры сети:

диапазон напряжения (0,98 - 1,02) Ином; диапазон силы тока (1 - 1,2) 1ном,

частота (50±0,15) Гц;

коэффициент мощности cosj = 0,9 инд.;

-    температура окружающей среды:

ТТ и ТН от минус 40 °C до плюс 50 °C;

счетчиков от плюс21 °С до плюс 25 °C;

УСПД от плюс 10 °С до плюс 30 °C;

ИВК отплюс 10 °C до плюс 30 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

-    для ТТ и ТН:

-параметры сети:

диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Ин1;

диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1;

коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

частота - (50 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха - от минус 40°C до плюс 60 °C.

-    для счетчиков электроэнергии:

-параметры сети:

диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Цн2;

диапазон силы вторичного тока (0,02 - 1,2)1н2;

коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5);

частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    температура окружающего воздуха:

- для счётчиков электроэнергии от минус 40 °С до плюс 60 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс35°С.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном вООО «ЭнергоХолдинг» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 78 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-УССВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 74500 часов, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-сервер HPProliant DL160 Gen8 - среднее время наработки на отказ не менее Тоб=261163, Т^п8=264599 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

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 УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована);

-    о состоянии средств измерений.

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 45 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;

-    Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоХолдинг»для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод» типографским способом.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Наименование

Тип

№ Г осреестра

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

Т-0,66

36382-07

3

Трансформатор тока

ТЛМ-10

2473-00

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

831-69

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-12

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М.16

36355-07

1

У стройствосинхронизациивре мени

ЭКОМ-3000

17049-09

1

У стройствосинхронизациивре мени

УССВ-2

54074-13

1

Сервер с программным обеспечением

-

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-формуляр

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 61196-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоХолдинг» для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2015 г.

Перечень основных средств 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»;

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

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.146 РЭ1 Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.

-    УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Омплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459.003 МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

Лист № 9 Всего листов 9

-    УССВ-2 - по документу ДЯИМ.468213.001 МП «Устройства синхронтзации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в 2013 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (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 + 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 количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭнергоХолдинг» для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭнергоХолдинг" для энергоснабжения ЗАО «Энгельсский трубный завод»

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