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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РегионЭлектроСбыт" для энергоснабжения ЗАО "Плайтерра"

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РегионЭлектроСбыт» для энергоснабжения ЗАО «Плайтерра» (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 сбора и баз данных (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 по проводным линиям связи поступает на GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) 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. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP 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.

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

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ.

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УСВ на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±1 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 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 программного обеспечения 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

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСВ

Сервер

Вид

электри

ческой

энергии

Границы допускаемой основной относительной по-

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях

(±5), %

грешности (±5), %

ТОЛ-СЭЩ-10

ЗНОЛ-НТЗ-10

Актив-

1

ТП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10

Кл.т. 0,5S 300/5

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

ПСЧ-4ТМ.05МК .12 Кл.т. 0,5S/1,0

ная

1,3

3,3

кВ, Яч. 9

Рег. № 51623-12 Фазы: А; С

Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С

Рег. № 46634-11

Реактив

ная

2,5

5,6

ТОЛ-СЭЩ-10

ЗН0Л-НТЗ-10

Актив-

2

ТП-1 10 кВ, РУ-10кВ, 2 СШ 10

Кл.т. 0,5S 300/5

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т. 0,5S/1,0

Сервер ООО «Ре-

ная

1,3

3,3

кВ, яч. 1

Рег. № 51623-12 Фазы: А; С

Рег. № 51676-12 Фазы: А; В; С

Рег. № 46634-11

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Реактив

ная

2,5

5,6

3

ТП-3 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ

ТЛП-10 Кл.т. 0,5S 800/5

ЗН0ЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т. 0,5S/1,0

гион-

Электро

Сбыт»

Актив

ная

1,3

3,3

10кВ, Яч. 1

Рег. № 30709-11 Фазы: А; В; С

Рег. № 68841-17 Фазы: А; В; С

Рег. № 64450-16

Реактив

ная

2,5

5,6

ТЛП-10

ЗН0ЛП-ЭК-10

Актив-

4

ТП-3 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10

Кл.т. 0,5S 800/5

Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т. 0,5S/1,0

ная

1,3

3,3

кВ, Яч. 14

Рег. № 30709-11 Фазы: А; В; С

Рег. № 68841-17 Фазы: А; В; С

Рег. № 64450-16

Реактив

ная

2,5

5,6

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 тока 2 % от 1ном; cosj = 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.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

4

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином

от 95 до 105

ток, % от 1ном

от 1 до 120

коэффициент мощности cos9

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

ток, % от 1ном

от 90 до 110

коэффициент мощности cos9

от 1 до 120

частота, Гц

от 0,5 до 1,0

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

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,

от -45 до +40

°С

от +15 до +30

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +20 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

56700

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

40

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: счетчиков 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); 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.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

4

Трансформаторы тока

ТЛП-10

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ-НТЗ-10

6

1

2

3

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛП-ЭК-10

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

4

Устройства синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер ООО «РегионЭлектроСбыт»

1

Методика поверки

МП ЭПР-238-2020

1

Паспорт-формуляр

ЭНСТ.411711.228.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-238-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РегионЭлектроСбыт» для энергоснабжения ЗАО «Плайтерра». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 14.02.2020 г.

Основные средства поверки:

-    в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 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 «РегионЭлектроСбыт» для энергоснабжения ЗАО «Плайтерра», 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 «РегионЭлектроСбыт» для энергоснабжения ЗАО «Плайтерра»

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