Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСКФ" для энергоснабжения АО "Завод "Марс" и ООО "Угличкабель". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ЭСКФ" для энергоснабжения АО "Завод "Марс" и ООО "Угличкабель"

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 «ЭСКФ» для энергоснабжения АО «Завод «Марс» и

ООО «Угличкабель» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, 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 с программным обеспечением (ПО) АКУ «Энергосистема», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, 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.

Далее информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) по каналу связи сети Internet.

Передача информации от АРМ субъекта ОРЭ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной подписи субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением

11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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 и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с УCВ осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера производится при обнаружении расхождения.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более ±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.

Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЭСКФ» для энергоснабжения АО «Завод «Марс» и ООО «Угличкабель».

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) АКУ «Энергосистема». ПО АКУ «Энергосистема» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО АКУ «Энергосистема». Метрологически значимая часть ПО АКУ «Энергосистема» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО АКУ «Энергосистема» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО АКУ «Энергосистема»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ESS. Metrology. dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.0

Цифровой идентификатор ПО

0227AA941A53447E06A5D1133239DA60

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Вид

Границы до-

Границы до-

Номер

Наименование

Сервер

элек

пускаемои ос-

пускаемой от

ИК

точки измерении

ТТ

ТН

Счетчик

УСВ

тро

энергии

новной отно-сительнои погрешности (±5), %

носительной погрешности в рабочих условиях (±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110 кВ Алунд,

ТВК-10 Кл.т. 0,5

НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

Актив

ная

1,3

3,3

1

КРУН-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 3

150/5 Рег. № 8913-82

10000/100 Рег. № 831-69

Реак-

2,5

5,7

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

ТВЛМ-10

НТМИ-10-66

Актив-

ПС 110 кВ Алунд,

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

ная

1,3

3,3

2

КРУН-10 кВ, 2

150/5

10000/100

Кл.т. 0,5 S/1,0

с.ш. 10 кВ, яч. 9

Рег. № 1856-63 Фазы: А; С

Рег. № 831-69 Фазы: АВС

Рег. № 36355-07

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

Supermicro

X9SCL/X9

SCM

Реак

тивная

2,5

5,7

ТВК-10

НТМИ-10-66

Актив-

ПС 110 кВ Алунд,

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

ная

1,3

3,3

3

КРУН-10 кВ, 2

150/5

10000/100

Кл.т. 0,5 S/1,0

с.ш. 10 кВ, яч. 10

Рег. № 8913-82 Фазы: А; С

Рег. № 831-69 Фазы: АВС

Рег. № 36355-07

Реак

тивная

2, 5

5, 7

ТВК-10

НТМИ-10 У3

Актив-

ПС 110 кВ Алунд,

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М

ная

1,3

3,3

4

КРУН-10 кВ, 1

200/5

10000/100

Кл.т. 0,5 S/1,0

с.ш. 10 кВ, яч. 17

Рег. № 8913-82 Фазы: А; С

Рег. № 51199-12 Фазы: АВС

Рег. № 36355-07

Реак

тивная

2, 5

5, 7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110 кВ Алунд,

ТВК-10 Кл.т. 0,5

НТМИ-10 У3 Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18

Актив

ная

1,3

3,3

5

КРУН-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 20

200/5 Рег. № 8913-82

10000/100 Рег. № 51199-12

Реак-

2, 5

5, 7

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

6

ТП-4 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш. 0,4

Меркурий 234 АКТМ2-02 DPBR.R Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 75755-19

Актив

ная

1,0

3,3

кВ, яч. Автостоянка

Реак

тивная

2,0

6,2

Т-0,66 У3

Меркурий 234

Актив-

ТП-4 10 кВ, РУ-

Кл.т. 0,5

АКТМ2-03

ЭНКС-2

Supermicro

ная

1,0

3,2

7

0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4

300/5

DPBR.R

Рег. №

X9SCL/X9

кВ, яч. КН-4

Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 75755-19

37328-15

SCM

Реак

тивная

2,1

5,6

8

РП-10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ,

ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 600/5

ЗНОЛП Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Меркурий 234 АКТМ-00 PBR.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 75755-19

Актив

ная

1,3

3,3

яч. 2

Рег. № 15128-07

Рег. № 46738-11

Реак-

2,5

5,7

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

9

РП-10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 10

ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 15128-07

ЗНОЛП Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 46738-11

Меркурий 234 АКТМ-00 PBR.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 75755-19

Актив

ная

Реак-

1,3 2, 5

3,3 5, 7

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

тивная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

10

ТП-13 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. №7, КЛ-6 кВ Т-1

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 50/5

Рег. № 51679-12 Фаза: А

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 50/5

Рег. № 51679-12 Фазы: В; С

ЗНОЛП-НТЗ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С

Меркурий 234 ARTM-00 PB.G Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 48266-11

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

Supermicro

X9SCL/X9

SCM

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,3

5,7

11

ТП-13 6 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ООО «Мера-ТСП»

ТТЕ-30 Кл.т. 0,5 250/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С

Меркурий 230 ART-03 PQR-SIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. 23345-07

Актив

ная

Реак

тивная

1,0

2,1

3,2

5,6

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)

±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 тока 5 % от ^ом; cos9 = 0,8инд.

4    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 УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также 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.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

11

Нормальные условия: параметры сети:

напряжение, % от №ом

от 95 до 105

ток, % от !ном

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином

от 90 до 110

ток, % от 1ном

от 5 до 120

коэффициент мощности СОБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от 0 до +35

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа Меркурий 234 (Рег. № 75755-19):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

320000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа Меркурий 234 (Рег. № 48266-11):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа Меркурий 230:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

150000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК и ПСЧ-4ТМ.05М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

40

1

2

для счетчиков типа Меркурий 234 (Рег. №75755-19):

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

123

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков типа Меркурий 234 (Рег. №48266-11):

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

170

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков типа Меркурий 230:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

85

при отключении питания, лет, не менее

10

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 по электронной почте.

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:

счетчике электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (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

ТВК-10

8

Трансформаторы тока измерительные

ТВЛМ-10

2

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-10-I

4

Трансформаторы тока

ТОЛ-НТЗ-10

3

Трансформаторы тока измерительные

ТТЕ-30

3

Трансформаторы напряжение

НТМИ-10-66

1

Трансформаторы напряжение

НТМИ-10 У3

1

Трансформаторы напряжение заземляемые

ЗНОЛП

6

Трансформаторы напряжение

ЗНОЛП-НТЗ-6

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

3

Счетчики электрической энергии статические

Меркурий 234

4

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 234

1

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

Меркурий 230

1

Блок коррекции времени

ЭНКС-2

1

Сервер

Supermicro

X9SCL/X9SCM

1

Паспорт-формуляр

ЭНСТ.411711.267.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «ЭСКФ» для энергоснабжения АО «Завод «Марс» и ООО «Угличкабель», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

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

ООО «ЭСКФ» для энергоснабжения АО «Завод «Марс» и ООО «Угличкабель»

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