Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Муром» (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 30206-94 ГОСТ Р 52322-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, 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 - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени (далее - УСВ), сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, программное обеспечение (далее - ПО) ПТК «Энергоресурсы». и АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК ЗАО «Муром»при помощи удаленного доступа по сети Internet.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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 верхний - второй уровень системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК ЗАО «Муром» при помощи удаленного доступа по сети Internet в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Владимирское РДУ и всем заинтересованным субъектам.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, на основе
приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ± 1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов проводится при расхождении часов и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ± 2 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 ЗАО «Муром» используется ПО ПТК «Энергоресурсы» версии не ниже 1.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО ПТК «Энергоресурсы» 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 ПТК «Энергоресурсы».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | ПТК «Энергоресурсы» PowerDevices.dll - "модуль считывания данных с приборов" InterbaseStorage.dll - "модуль взаимодействия с базой данных Firebird" |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.15 |
Цифровой идентификатор ПО | PowerDevices.dll -4c52fc0520316c61206fdde2492f1b59 InterbaseStorage.dll -f2daf15503669f8d6978ce36a08782ac |
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
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
ИКр е ме о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счётчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
ЗАО «Муром» |
1 | ПС 110/6 кВ "Фанерная", ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.№11, КЛ-6 кВ ф.№611 | ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 7790; Зав. № 7770 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4518 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106075245 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±6,2 |
2 | ПС 110/6 кВ "Фанерная", ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.№7, КЛ-6 кВ ф.№607 | ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5S 1000/5 Зав. № 7788; Зав. № 7769 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4518 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106071082 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±6,2 |
3 | ПС 110/6 кВ "Фанерная", ЗРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, яч.№5, КЛ-6 кВ ф.№605 | ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5S 600/5 Зав. № 7583; Зав. № 7367 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4518 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106076078 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±6,2 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ПС 110/6 кВ | ТПОЛ 10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4520 | | | | |
| "Фанерная", | Кл. т. 0,5S | СЭТ-4ТМ.03.01 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
4 | ЗРУ-6 кВ, 2СШ | 600/5 | Кл. т. 0,5S/1,0 | | | |
| 6 кВ, яч.№8, КЛ- | Зав. № 2774; | Зав. № 0106079168 | реактивная | ±2,8 | ±6,2 |
| 6 кВ ф.№608 | Зав. № 7365 | | | | |
| ПС 110/6 кВ | ТПОЛ 10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4520 | | | | |
5 | "Фанерная", ЗРУ-6 кВ, 2СШ | Кл. т. 0,5S 1000/5 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
| 6 кВ, яч.№10, | Зав. № 6006; | Зав. № 0106076014 | реактивная | ±2,8 | ±6,2 |
| КЛ-6 кВ ф.№610 | Зав. № 7771 | | | | |
| ПС 110/6 кВ | ТПОЛ 10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 4520 | | | | |
| "Фанерная", | Кл. т. 0,5S | СЭТ-4ТМ.03.01 | активная | ±1,2 | ±3,4 |
6 | ЗРУ-6 кВ, 2СШ | 600/5 | Кл. т. 0,5S/1,0 | | | |
| 6 кВ, яч.№28, | Зав. № 7663; | Зав. № 0106076040 | реактивная | ±2,8 | ±6,2 |
| КЛ-6 кВ ф.№628 | Зав. № 3058 | | | | |
| ТП-4 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, панель-1, 1СШ 0,4 кВ, ф.№2 | | | ПСЧ-3ТМ.05М | активная | ±1,1 | ±3,2 |
7 | | | Кл. т. 1,0/2,0 Зав. № 0708080224 | реактивная | ±2,4 | ±6,4 |
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: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 °С до плюс 35 °С; счетчиков -от плюс 21 °С до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- 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 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 -
1.0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03.01 от минус 40 °С до плюс 60
°C;
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-3ТМ.05М от минус 40 °С до плюс 60 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
- для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °С.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ЗАО «Муром» 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.03.01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-3ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 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;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 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) ЗАО «Муром» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
1 | 2 | 3 | 4 |
Трансформатор тока | ТПОЛ 10 | 1261-02 | 12 |
Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.01 | 27524-04 | 6 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-3ТМ.05М | 36354-07 | 1 |
Программное обеспечение | ПТК «Энергоресурсы» | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 60945-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Муром». Измерительные каналы. 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.03.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации. Методика поверки» ИЛГШ.411151.124 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;
• счетчиков ПСЧ-3ТМ.05М - по документу ИЛГШ.411152.138РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (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 плюс 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 электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ЗАО «Муром», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.