Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ХЭСК" по объекту АО "ХТК". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ХЭСК" по объекту АО "ХТК"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ХЭСК» по объекту АО «ХТК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней: Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных RTU-327 (Госреестр №41907-09), устройство синхронизации системного времени, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ООО «ХЭСК» (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);

-    периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;

-    хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

-    передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

-    предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).

Принцип действия

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.

УСПД один раз в сутки автоматически опрашивает счетчики электрической энергии по радиотелефонной связи стандарта GSM (в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD) и считывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий.

УСПД осуществляет вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности с учётом коэффициентов трансформации и является промежуточным хранилищем измерительной информации, журналов событий.

Сервер АИИС КУЭ с периодичностью один раз в 30 минут опрашивает УСПД и считывает с него 30-минутные профили мощности для каждого канала учета и журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.

Сервер АИИС КУЭ осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и передачу данных в ПАК АО «АТС» с электронной подписью субъекта ОРЭ, филиал АО «СО ЕЭС», смежному субъекту в виде xml-файлов формата 80020.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется НКУ МС-225, созданное на основе УССВ-16 HV. НКУ МС-225 осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемника непрерывно.

Сравнение показаний часов УСПД и НКУ МС-225 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов УСПД и НКУ МС-225 осуществляется независимо от показаний часов УСПД и НКУ МС-225.

Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО (по MD5)

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ

1

Наименование точки измерений

Состав ИИК

Вид

электро

энергии

ТТ

ТН

Счетчик

ИВКЭ

ИВК

1

ПС-75 110/6 кВ,

РУ-6 кВ, яч. 29

ТОЛ кл.т. 0,5S 600/5 Зав. 52484 Зав. 52605 Зав. 52647 Г осреестр № 47959-11

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 598 Госреестр 2611-70

A1805RAL-

P4G-DW-4

кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 06952703 Госреестр № 31857-06

RTU-327 Зав. № 006858 Госреестр № 41907-09

С

Э

К

О

о

О

р

е

в

р

е

о

активная

реактив

ная

2

ПС-75 110/6 кВ,

РУ-6 кВ, яч. 28

ТОЛ кл.т. 0,5S 600/5 Зав. 52092 Зав. 52608 Зав. 52788 Госреестр № 47959-11

НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 649 Госреестр 2611-70

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 01263291 Госреестр № 31857-11

активная

реактив

ная

3

ПС-15 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 11

ТПОЛ-10М кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 23549 Зав. № 23569 Зав. № 23485 Госреестр № 37853-08

НТМИ-6 кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 1903 Зав. № 8776 Госреестр № 831-53

A1805RAL-P4G-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06952326 Госреестр № 31857-06

активная

реактив

ная

4

ПС-15 110/35/6 кВ, РУ-6 кВ, яч. 21

ТПОЛ-10М кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 23606 Зав. № 23529 Зав. № 23506 Госреестр № 37853-08

НТМИ-6 кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 11583 Зав. № 36 Госреестр № 831-53

A1805RALQ-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01263293 Госреестр № 31857-11

активная

реактив

ная

5

РП-6 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ между яч. 5 и яч. 7

ТЛК-СТ кл.т. 0,5S 600/5 Зав. № 1800160000001 Зав. № 1800160000002 Зав. № 1800160000003 Госреестр № 58720-14

ЗНОЛ кл.т. 0,5 6000:V3/ 100:V3 Зав. № 2007317 Зав. № 2007316 Зав. № 2007323 Госреестр 46738-11

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0611111926 Госреестр № 36355-07

RTU-327 Зав. № 006858 Госреестр № 41907-09

С

Э

К

О

О

О

р

е

в

р

е

С

активная

реактив

ная

6

РП-6 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ между яч. 6 и яч. 8

ТЛК-СТ кл.т. 0,5S 600/5 Зав. №

1800160000004 Зав. №

1800160000005 Зав. №

1800160000006 Госреестр

№ 58720-14

ЗНОЛ кл.т. 0,5 6000:V3/ 100:V3 Зав. № 2007320 Зав. № 2007362 Зав. № 2007361 Госреестр 46738-11

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0608112611 Госреестр № 36355-07

активная

реактив

ная

7

РП-6 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ между яч. 2 и яч. 0

ТЛК-СТ кл.т. 0,5S 600/5 Зав. №

1800160000007 Зав. №

1800160000008 Зав. №

1800160000009 Госреестр № 58720-14

ЗНОЛ кл.т. 0,5 6000:V3/ 100:V3 Зав. № 2007320 Зав. № 2007362 Зав. № 2007361 Госреестр 46738-11

ПСЧ-4ТМ.05М кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0609110335 Госреестр № 36355-07

активная

реактив

ная

Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, %

I1(2)£ I изм< I 5 %

I

'-Л

%

1

и

3

2

Л

1

2 о % ©х

НЧ

2

0

%

1

и

з

2

Л

I

0

о

%

©х

1

0

0

£

1

и

з

2 1Л

1

2 о % ©х

1 - 7

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S)

1,0

±2,4

±1,6

±1,5

±1,5

0,9

±2,8

±1,8

±1,6

±1,6

0,8

±3,2

±2,1

±1,8

±1,8

0,7

±3,8

±2,4

±2,0

±2,0

0,5

±5,6

±3,3

±2,6

±2,6

Номер ИИК

sin9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, %

I1(2)£ I изм< I 5 %

I

'-Л

%

1

и

з

2

Л

1

2 о

%

©х

НЧ

2

0

%

1

и

з

2

л

I

0

о

%

©х

1

0

0

£

1

и

з

2 1Л

1

2 о

%

©х

1, 3

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,44

±12,3

±4,9

±3,6

±3,2

0,6

±10,3

±3,8

±2,7

±2,6

0,71

±9,5

±3,4

±2,4

±2,4

0,87

±8,8

±3,0

±2,2

±2,2

2, 4 - 7 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0)

0,44

±6,6

±4,9

±4,1

±4,1

0,6

±5,1

±4,1

±3,6

±3,6

0,71

±4,4

±3,8

±3,4

±3,4

0,87

±3,9

±3,5

±3,1

±3,1

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

Примечания:

1.    Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%p и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

2.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

3.    В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

4.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение от 0,98-ином до 1,02-ином;

-    сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;

-    температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение питающей сети 0,9-ином до 1,1-ином;

-    сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном; температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005; в режиме измерения реактивной электроэнергии для ИИК № 1, 3 по ГОСТ 26035-83, для ИИК № 2, 4 - 7 по ГОСТ Р 52425-2005.

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счетчики Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

-    счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

-    УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчика Тв < 2 часа;

-    для УСПД Тв < 2 часа;

-    для сервера Тв < 1 час;

-    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

-    для модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

-    панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УСВ, сервере, АРМ;

-    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

-    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий

-    фактов параметрирования счетчика;

-    фактов пропадания напряжения;

-    фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчики Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 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 -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений -не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол.

Трансформатор тока

ТОЛ

6

Трансформатор тока

ТПОЛ-10М

6

Трансформатор тока

ТЛК-СТ

9

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ

6

Электросчетчик

A1805RAL-P4G-DW-4

2

Электросчетчик

A1805RALQ-P4GB-DW-4

2

Электросчетчик

ПСЧ-4ТМ.05М

3

УСПД

RTU-327

1

У стройство синхронизации времени

МС-225

1

GSM модем

ОВЕН ПМ01

1

GSM модем

Siemens MC-35i

3

GSM модем

DA Multi-SIM-2 Terminal

1

Коммутатор

Moxa EDS-508

1

Сервер

DELL OptiPlex 3020

1

Методика поверки

РТ-МП-3494-500-2016

1

Паспорт-формуляр

ЭССО.411711.АИИС. 299.ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-3494-500-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ХЭСК» по объекту АО «ХТК». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» в августе 2016 года.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков Альфа А1800 (Госреестр № 31857-06) - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;

-    счетчиков Альфа А1800 (Госреестр № 31857-11) - по методике поверки ДЯИМ.411152.018, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМС в 2011 г.;

-    счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

-    УСПД RTU 327 - по методике поверки ДЯИМ.466.215.007МП», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);

-    Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

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

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ХЭСК» по объекту АО «ХТК». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0025/2016-01.00324-2011 от 11.07.2016

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ХЭСК» по объекту АО «ХТК»

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

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.

Развернуть полное описание