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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "СбытЭнерго" (ЗАО "Боше")

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «СбытЭнерго» (ЗАО «Боше») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного, сбора, обработки, хранения, отображения 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-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, 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, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР АС_ЦЕ_5000», устройство синхронизации системного времени УСВ-3, автоматизированное рабочее место (АРМ).

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по GSM-каналу поступает на второй уровень системы (ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК АИИС КУЭ с использованием протоколов передачи данных TCP/IP.

Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал ОАО «СО ЕЭС» Белгородское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии

с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УСВ-3, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника, входящего в состав УСВ-3.

Корректировка часов на сервере происходит от УСВ-3, установленного в серверной комнате ЦСОД ООО «СбытЭнерго» (далее ЦСОД).

Синхронизация времени АИИС КУЭ осуществляется программным способом по специальному алгоритму. Алгоритм включает в себя коррекцию системного внутренних часов центрального сервера сбора данных и коррекцию внутренних часов счетчиков по сигналам устройства синхронизации времени (УСВ-3) производства ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ» г. Владимир.

При реализации этого алгоритма специальная программа, установленная на ЦСОД, в соответствии с заданным расписанием (не мене 1 раза в 5 сек.), производит отправку запросов на получение значения точного времени от устройства УСВ-3, проверяет системное время ЦСОД и при расхождении производит коррекцию.

Сличение часов центрального сервера сбора данных с часами счетчиков электрической энергии производится при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении более чем на ±1 с.

Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение на ПО «АльфаЦЕНТР АС_ЦЕ_5000», идентификационные которого указаны в таблице 1. ПО 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 «АльфаЦЕНТР АС_ЦЕ_5000».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕ

НТР АС UE 5000»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР АС_ЦЕ_5000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические характеристики ИК*

ТТ

ТН

Счетчик электрической энергии

Основная погрешность, ± 5%

Погрешность в рабочих условиях, ± 5%

1

КТП - 815н 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 1Т

ТШ-0,66 У3 Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 158939 Зав. № 158935 Зав. № 158942

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1107140895

актив

ная

реак

тивная

1,7

2,9

3,2

5,1

2

КТП - 815н 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 2Т

ТШ-0,66 У3 Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 158938 Зав. № 158937 Зав. № 158936

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1107140860

актив

ная

реак

тивная

1,7

2,9

3,2

5,1

3

КТП - 816н 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 1 Т

ТШ-0,66 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. №

021553 Зав. №

021554 Зав. №

021555

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0611127097

актив

ная

реак

тивная

1,7

2,9

3,2

5,1

4

КТП - 816н 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 2Т

ТШ-0,66 У3 Кл.т. 0,5 1500/5 Зав. № 021558 Зав. № 021560 Зав. № 021557

-

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0611127139

актив

ная

реак

тивная

1,7

2,9

3,2

5,1

5

ВРУ-0,4кВ ИП Соснин, КЛ-0,4 кВ ИП Соснин

Т-0,66 МУ3 Кл.т. 0,5 50/5 Зав. №

542758 Зав. №

542759 Зав. №

542760

-

ПСЧ-4ТМ.05.МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1107140818

актив

ная

реак

тивная

1,7

2,9

3,2

5,1

6

ВРУ-0,4кВ ИП Кущева, ЛЭП-0,4 кВ ИП Кущева

-

-

А1140-05-RAL-BW-4П Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 05039461

актив

ная

реак

тивная

0,6

1,1

1,6

2,9

7

КТП - 814н 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, 1 с.ш. ввод 1Т

Т-0,66 МУ3 Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. №

292580 Зав. №

292581 Зав. № 292579

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.10 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110122724

актив

ная

реак

тивная

1,7

2,9

3,2

5,1

8

КТП - 814н 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, 2 с. ш. ввод 2Т

Т-0,66 МУ3 Кл.т. 0,5 2000/5 Зав. № 292699 Зав. № 292698 Зав. № 292706

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.10 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1110122719

актив

ная

реак

тивная

1,7

2,9

3,2

5,1

9

ТП 10/0,4кВ «Макдональдс», РУ-0,4кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 1Т

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 259653 Зав. №

259657 Зав. №

259658

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1124136027

актив

ная

реак

тивная

1,7

2,9

3,2

5,1

10

ТП 10/0,4кВ «Макдональдс», РУ-0,4кВ, 2 с.ш. 0.4 кВ, ввод 2Т

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 282862 Зав. № 259654 Зав. № 259659

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1124136034

актив

ная

реак

тивная

1,7

2,9

3,2

5,1

*Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой (при доверительной вероятности равной 0,95) относительной погрешности ИК.

2    Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

-    параметры сети: напряжение (0,95-1,05) ин; ток (1,0-1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50±0,2) Гц;

-    температура окружающей среды: (23±2) °С.

3    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ:

-    параметры сети: диапазон напряжения (0,9-1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,05-1,2)1н1; коэффициент мощности соБф (sin9) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон напряжения (0,8-1,2)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности соБф (sin9) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 65 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 65 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

4    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 35 °С.

5    Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена УСВ-3 - на измерительный компонент с аналогичными метрологическими характеристиками, тип которого утвержден. Допускается замена сервера на модель с аналогичными характеристиками. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

6    Все измерительные компоненты АИИС КУЭ должны быть утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

-    электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

-    электросчётчик Альфа А1140 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 150 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

-    УСВ-3 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 24 ч;

-    сервер АИИС КУЭ - среднее время наработки на отказ не менее Т = 41 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 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:

-    счетчика электрической энергии;

-    испытательной коробки;

-    сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметриро-

вании:

-    счетчика электрической энергии;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 180 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Наименование компонента

Тип компонента

№ Г осреестра

Коли

чество,

шт.

Трансформаторы тока

ТШ-0,66 У3

22657-02

12

Трансформаторы тока

Т-0,66 МУ3

50733-12

9

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

22656-07

6

Счетчики электрической энергии трехфазные электронные

Альфа А1140

33786-07

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

46634-11

7

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

36355-07

2

Устройства синхронизации системного времени

УСВ-3

64242-16

1

Сервер базы данных c ПО «АльфаЦЕНТР АС UE 5000»

-

-

1

АРМ оператора

-

-

1

Методика поверки

-

-

1

Паспорт-формуляр

-

-

1

Руководство по эксплуатации

-

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 65566-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «СбытЭнерго» (ЗАО «Боше»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» в сентябре 2016 г.

Документы на поверку измерительных компонентов:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    счетчик Альфа А1140 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные электронные Альфа А1140. Методика поверки МП № 476/447-2011», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в 2011 г.

-    счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.167 РЭ1».

-    счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М. Методика поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1.

-    устройство синхронизации времени УСВ-3 - в соответствии с документом « Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки». РТ-МП-3124-441-2016, утвержденным «Ростест-Москва» в 2016 г.

Основные средства поверки:

-    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 %.

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

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика (методы) измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «СбытЭнерго» (ЗАО «Боше»), 2016 г.

Нормативные документы

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «СбытЭнерго» (ЗАО «Боше»)

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