Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Маяк-Энергосервис". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "Маяк-Энергосервис"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Маяк-Энергосервис» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, серверы баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места (АРМ) оператора, устройство синхронизации системного времени (УССВ) и программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера».

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация в счетчике хранится без учета коэффициентов трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где

осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и их последующую передачу с использованием средств электронно-цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» РДУ.Данные хранятся в сервере БД. Последующее отображение собранной информации происходит при помощи АРМ. Данные с ИВК передаются на АРМы, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе приемника сигналов точного времени (устройство синхронизации частоты и времени Метроном-300, регистрационный номер 56465-14 в Федеральном информационном фонде). Время сервера БД ИВК синхронизировано с временем УССВ, корректировка осуществляется при расхождении показания часов приемника и сервера БД ИВК на ± 0,1 с. При каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, происходит сравнение показаний часов ИВК с показаниями часов счетчиков. Коррекция времени часов счетчиков происходит при расхождении их показаний с показаниями часов ИВК на ± 1 с.

Журналы событий счетчиков и сервера БД ИВК 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 ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 8.0. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4,5.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

Номер и наименование ИК

Измерительные компоненты

ТТ

ТН

Счётчик

УССВ/Сервер

1

ПС 110 кВ Вадинск, КРУН-10 кВ, 1 СШ, яч. 1

ТЛК-СТ КТ 0,5S Ктт=300/5 Рег. № 58720-14

НАМИ-10-95 УХЛ2 КТ 0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Метроном-300 Рег. № 56465-14 IBM System x3650 M3

2

ПС 35 кВ Потьма, КРУН-10 кВ, 2 СШ, яч. 15

ТЛК-СТ КТ 0,5S Ктт=200/5 Рег. № 58720-14

НАМИ-10 У2 КТ 0,2 Ктн= 10000/100 Рег. № 57274-14

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Примечания:

1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что ООО «Маяк-Энергосервис» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

2. Замена оформляется техническим актом в установленном на ООО «Маяк-Энергосервис» порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть

Номер ИК

Значение силы тока

Границы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, %

В нормальных условиях эксплуатации

В рабочих условиях эксплуатации

cos9 = 1,0

cos9 = 0,5

cos9 = 1,0

cos9 = 0,5

1

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S)

1=0,Ын

1,0

2,7

1,1

2,8

1=1,0-1н

0,9

2,2

1,0

2,3

2

(ТТ 0,5 S; ТН 0,2; Сч 0,2S)

1=0,Ын

0,8

2,4

1,0

2,5

!=1,0-!н

0,7

1,9

0,9

2,0

Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая энергия и средняя мощность) __

Номер ИК

Значение силы тока

Границы допускаемой относительной погрешности измерения при доверительной вероятности 0,95, %

В нормальных условиях эксплуатации

В рабочих условиях эксплуатации

sin9 = 0,87

sin9 = 0,6

sin9 = 0,87

sin9 = 0,6

1

(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5)

1=0,Ын

1,4

2,2

1,9

2,6

1=1,0-1н

1,2

1,9

1,8

2,3

2

(ТТ 0,5 S; ТН 0,2; Сч 0,5)

1=0,Ын

1,3

2,0

1,8

2,5

!=1,0-!н

1,1

1,6

1,7

2,2

Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

2

Нормальные условия: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности

-    температура окружающей среды, °С

от 99 до101 от 1 до 120 0,87 от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности cos9(sin9)

-    температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

-    температура окружающей среды для счетчиков, °С

от 90 до 110 от 1 до 120

от 0,5 инд до 0,8 емк

от -40 до +45 от +10 до +40

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч

140 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Метроном-300:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100 000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

10

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

43 811

Глубина хранения информации

Счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сутки, не менее

112

- при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±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 с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал сервера ИВК:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и сервере ИВК;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера ИВК;

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность испольования цифровой

подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.

Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

2

Трансформатор тока

ТЛК-СТ

6

Трансформатор напряжения

НАМИ-10 У2

1

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 -УХЛ2

1

Устройство синхронизации частоты и времени

Метроном-300

1

Сервер

IBM System x3650 M3

2

ПО

ПК «Энергосфера»

1

Паспорт-Формуляр

001.5800001301.20.ЭД.ФО

1

Методика поверки

МП 496-2020

1

Поверка

осуществляется по документу МП 496-2020 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Маяк-Энергосервис». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» «08» июля 2020 г.

Основные средства поверки:

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ» (регистрационный номер 33750 -07 в Федеральном информационном фонде);

-    радиочасы РЧ-011/2 (регистрационный номер 35682 -07 в Федеральном информационном фонде);

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2003 и/или ГОСТ 8.216-2011;

-    Счетчики СЭТ-4ТМ.03М - 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.;

-    Метроном-300 - по документу «Устройства синхронизации частоты и времени Метроном версий 300, 600, 900, 1000, 3000. Методика поверки», М003-13-СИ МП, утвержденному ФГУП ЦНИИС в декабре 2013 г.;

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Маяк-Энергосервис»», аттестующая организация ФБУ «Пензенский ЦСМ», аттестат аккредитации № 01.00230 -2013 от 17.04.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной    коммерческого    учета    электроэнергии

ООО «Маяк-Энергосервис»

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