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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ТЭК-Энерго" (АО "Сибнефтемаш")

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (АО «Сибнефтемаш») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя 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 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени ССВ-1Г (далее - УСВ).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ООО «ТЭК-Энерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, диагностики состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО СО «ЕЭС» и смежным субьектам.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УСВ более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью

1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 6.4, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

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

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав первого уровня измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ме

о

К

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД,

СОЕВ

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих усло-виях,%

1

ПС 110/10кВ «Туринская», РУ-10кВ, 1С-10кВ, яч.№17, КЛ-10кВ ф. «ПРП-1»

Т0Л-10-1-1У2, Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 14308; Т0Л-СЭЩ-10-11 У2 Кл. т. 0,5S 300/5 Зав. № 05391-14 Зав. № 05405-14

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 5551

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S /1,0 Зав. № 0803161020

ЭКОМ-

3000 Зав. № 08135037

ССВ-1Г Зав. № 82

активная

реактивная

±1,2

±2,5

±3,3

±5,5

2

ПС 110/10кВ «Туринская», РУ-10кВ, 2С-10кВ, яч.№16, КЛ-10кВ ф. «ПРП-2»

Т0Л-10-1-1У2 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 12703; Зав. № 14320 Зав. № 9879

НТМИ-10-66У3 Кл. т. 0,5 10000/100 Зав. № 1621

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S /1,0 Зав. № 0803160984

активная

реактивная

±1,2

±2,5

±3,3

±5,5

ПС 110/10кВ

ТЛМ-10-2У3

НТМИ-10-66У3

«Ембаево», РУ-

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±3,3

3

10кВ, 1С-10кВ,

200/5

10000/100

Кл. т. 0,5S /1,0

яч.№13, КЛ-10кВ

Зав. № 1466;

Зав. № 446

Зав. № 0803160970

реактивная

±2,5

±5,5

ф. «Трансмаш-1»

Зав. № 1331

ЭКОМ-

ПС 110/10кВ

ТЛМ-10-2У3

НТМИ-10-66У3

3000

«Ембаево», РУ-

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

Зав. №

активная

±1,2

±3,3

4

10кВ, 2С-10кВ,

200/5

10000/100

Кл. т. 0,5S /1,0

08135037

яч.№14, КЛ-10кВ

Зав. № 1529;

Зав. № 3687

Зав. № 0803161204

реактивная

±2,5

±5,5

ф. «Трансмаш-2»

Зав. № 1476

ССВ-1Г

ПС 110/10кВ

ТЛМ-10-2У3

НТМИ-10-66У3

Зав. № 82

«Ембаево», РУ-

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

активная

±1,2

±3,3

5

10кВ, 1С-10кВ,

200/5

10000/100

Кл. т. 0,5S /1,0

яч.№5, КЛ-10кВ

Зав. № 1143;

Зав. № 446

Зав. № 0803161136

реактивная

±2,5

±5,5

ф. «Кирпичный»

Зав. № 1193

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.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 5 от 0 до плюс 40 °C.

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД, СОЕВ на однотипные утвержденного типа.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

5

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ^ом

98 до 102

- ток, % от ^ом

100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,87

- температура окружающей среды, °C

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 5 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. До 0,8 емк.

- частота, Гц

От 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °C

от -45 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, °C

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

от 0 до +40

УСПД, °C

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики СЭТ-4ТM.03M.01:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Электросчетчики СЭТ-4ТM.03.01:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

75000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

45

- при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (АО «Сибнефтемаш») типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Рег. № СИ

Количество, шт.

Трансформатор тока

Т0Л-10-1-1У2

15128-07

4

Трансформатор тока

Т0Л-СЭЩ-10-11 У2

32139-11

2

Трансформатор тока

ТЛМ-10-2У3

2473-05

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66У3

831-69

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТM.03M.01

36697-12

5

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОM-3000

17049-04

1

Устройство синхронизации времени

ССВ-1Г

58301-14

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

-

1

Сервер

HP Proliant DL 380 G5

-

1

Методика поверки

МП 206.1-212-2016

-

1

Паспорт-Формуляр

72122884.4252103.022-

ПС

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-212-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (АО «Сибнефтемаш»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2016 г.

Основные средства 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» и/или по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3...35 Кв. Методика поверки на месте эксплуатации»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

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

-    счетчиков СЭТ-4ТM.03M.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    УСПД ЭКОM-3000 - по документу «ГСИ. Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки. МП-26-262-99», согласованному с УНИИМ декабрь 1999 г.;

-    УСВ ССВ-1Г - по документу ЛЖАР.468150.004-01 МП «Инструкция. Серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», утвержденному первым заместителем генерального директора - заместителем по научной работе ФГУП «ВНИИФТРИ» в мае 2014 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Рег. № 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 плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%;

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учетаэлектроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (АО «Сибнефтемаш»), аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ТЭК-Энерго» (АО «Сибнефтемаш»)

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