Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «Пятигорские электрические сети» (ПС 110/10 кВ «Бештау») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему, которая состоит из измерительно-информационных комплексов (ИИК), информационновычислительного комплекса (ИВК) и системы обеспечения единого времени (СОЕВ).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и мощности и автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- предоставление пользователям и персоналу, эксплуатирующему АИИС КУЭ, регламентированной информации в форме отображения, печатной форме, форме электронного документа (файла);
- ведение журналов событий ИИК и ИВК;
- контроль достоверности измерений на основе анализа пропуска данных и анализ журнала событий ИИК;
- формирование защищенного от несанкционированных изменений архива результатов измерений, с указанием времени проведения измерений и времени поступления данных в электронный архив, формирование архива технической и служебной информации;
- передача участникам оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) результатов измерений (1 раз в сутки);
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны участников ОРЭМ (1 раз в сутки);
- организация доступа к технической и служебной информации (1 раз в 30 мин);
- синхронизация времени в автоматическом режиме элементов ИИК и ИВК с помощью
СОЕВ;
- автоматизированный (1 раз в сутки) контроль работоспособности программнотехнических средств АИИС КУЭ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - ИИК включают в себя измерительные трансформаторы напряжения и тока, счётчики активной и реактивной электрической энергии и мощности по каждому присоединению (измерительному каналу).
Второй уровень - ИВК включает в себя сервер ИВК, автоматизированные рабочие станции (АРМ), технические средства организации каналов связи, программное обеспечение (ПО).
Все действия по синхронизации часов отображаются и записываются в журнале событий на каждом уровне.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на выходы счетчика электрической энергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электрической энергии за интервал времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков преобразуется из информационного потока RS-485 в Ethernet и поступает на второй уровень АИИС КУЭ по волоконно-оптическим линиям связи. Сервер баз данных в составе ИВК автоматически проводит сбор результатов измерений и состояний средств измерений со счетчиков (один раз в 30 минут).
На втором уровне АИИС КУЭ происходит обработка, хранение, накопление, подготовка и передача данных с использованием средств электронной цифровой подписи в заинтересованные организации, в том числе АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» Северокавказское РДУ.
АИИС КУЭ ОАО «Пятигорские электрические сети» (ПС 110/10 кВ «Бештау») оснащена СОЕВ на основе радиосервера точного времени РСТВ-01-01 (№40586-12 в реестре СИ ФИФ ОЕИ), установленного на 2-м уровне - уровне ИВК. Синхронизация часов счетчиков происходит со стороны сервера один раз в сутки при условии превышения допускаемого значения рассогласования равного ±2 с и более. Синхронизация часов ИВК производится автоматически при обнаружении рассогласования с часами радиосервера точного времени.
Состав ИК АИИС КУЭ, характеристики средств измерений (СИ), входящих в состав ИИК (тип, коэффициент, класс точности, № в реестре СИ федерального информационного фонда (ФИФ) по обеспечению единства измерений (ОЕИ)) приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Состав и характеристики СИ, входящих в состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование объекта | Состав и характеристики СИ, входящих в состав ИК (тип, коэффициент, класс точности, № в реестре СИ ФИФ ОЕИ) |
| ТТ | ТН | СЧ |
| 1 | ПС 110/10 кВ «Бештау» яч. №1 Ф-163 | ТЛО-10 (3 шт) Ктт=200/5 CT=0,5S 25433-11 | НАЛИ-СЭЩ 10-4 (1 шт) Ктн=11000/100 КТ=0,5 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.08 CT=0,2S/0,5 36697-12 |
| 2 | ПС 110/10 кВ «Бештау» яч. №5 Ф-165 | ТЛО-10 (3 шт) Ктт=200/5 CT=0,5S 25433-11 | НАЛИ-СЭЩ 10-4 (1 шт) Ктн=11000/100 КТ=0,5 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.08 CT=0,2S/0,5 36697-12 |
| 3 | ПС 110/10 кВ «Бештау» яч. №11 Ф-167 | ТЛО-10 (3 шт) Ктт=200/5 CT=0,5S 25433-11 | НАЛИ-СЭЩ 10-4 (1 шт) Ктн=11000/100 КТ=0,5 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.08 CT=0,2S/0,5 36697-12 |
| 4 | ПС 110/10 кВ «Бештау» яч. №14 Ф-162 | ТЛО-10 (3 шт) Ктт=200/5 CT=0,5S 25433-11 | НАЛИ-СЭЩ 10-4 (1 шт) Ктн=11000/100 КТ=0,5 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.08 CT=0,2S/0,5 36697-12 |
| 5 | ПС 110/10 кВ «Бештау» яч. №26 Ф-170 | ТЛО-10 (3 шт) Ктт=200/5 CT=0,5S 25433-11 | НАЛИ-СЭЩ 10-4 (1 шт) Ктн=11000/100 КТ=0,5 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М.08 CT=0,2S/0,5 36697-12 |
Пломбирование АИИС КУЭ проводится путем пломбирования клеммных соединений электрических цепей трансформаторов тока и напряжения, пломбирования клеммных соединений электросчетчиков; пломбирования клеммных соединений линии передачи информации по интерфейсу RS-485; пломбирование корпуса сервера ИВК и компьютера АРМ.
Программное обеспечение
Функции программного обеспечения (метрологически значимой части):
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- обработка результатов измерений;
- автоматическая синхронизация времени.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблицах 2-7.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Программа-планировщик опроса и передачи данных |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | v. 4.13.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 101c059a8cd564abdb880ddb18ffbbbc |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | amrserver.exe |
Таблица 3 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Драйвер опроса счетчиков и УСПД |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | v. 4.12.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | ff7b8d71fb6256eb83f752eb88155881 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | amrc.exe |
Таблица 4 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Модуль выполнения автоматических расчетов |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | v. 4.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7b87fe18439e488158f57141ee1563d0 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | billsrv.exe |
Таблица 5 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Драйвер работы с БД |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | v. 4.13.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 39c3cefbdbb1f5a47082b8a947bdea76 |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | cdbora2.dll |
Таблица 6 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Библиотека шифрования пароля счетчиков |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | v. 2.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | Encryptdll.dll |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Библиотека сообщений планировщика опросов |
| Номер версии (идентификационный номер ПО) | v. 2.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
| Другие идентификационные данные (если имеются) | alphamess.dll |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 8-9, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 8-9.
Таблица 8 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ (активная электрическая
| энергия и средняя мощность) | |
| Номер ИИК | Значение силы тока | Г раницы допускаемой относительной погрешности при вероятности 0,95, % |
| В нормальных условиях эксплуатации | В рабочих условиях эксплуатации |
| cos j =1,0 | cos j =0,5 | cos j =1,0 | cos j =0,5 |
| 1-5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2S) | I =0,02Лн | ±1,9 | ±5,5 | ±2,0 | ±5,5 |
| I =1,0-!н | ±0,9 | ±2,2 | ±1,1 | ±2,3 |
Таблица 9 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ (реактивная электрическая
| энергия и средняя мощность) | |
| Номер ИИК | Значение силы тока | Г раницы допускаемой относительной погрешности при вероятности 0,95, % |
| В нормальных условиях эксплуатации | В рабочих условиях эксплуатации |
| sin j =0,87 | sin j =0,6 | sin j =0,87 | sin j =0,6 |
| 1-5 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | I =0,02Лн | ±2,7 | ±4,5 | ±3,1 | ±4,7 |
| I =1,0-!н | ±1,3 | ±1,9 | ±1,8 | ±2,4 |
| Нормальные условия измерений: - температура окружающего воздуха +21 до +25 °С; - относительная влажность воздуха от 65 до 75 %; - атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт. ст.); - напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В; - частота питающей сети переменного тока от 49,5 до 50,5 Гц; - индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл. |
Таблица 10 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Рабочие условия эксплуатации: - напряжение питающей сети переменного тока, В - частота питающей сети, Гц - температура (для ТН и ТТ), °С - температура (для счетчиков) , °С | от 198 до 242 от 49,5 до 50,5 от -30 до +40 от +5 до +35 |
| 1 | 2 |
| - температура (для сервера, АРМ, каналообразующего и вспомогательного оборудования), °С - индукция внешнего магнитного поля (для счётчиков), мТл | от +5 до +35 от 0 до 0,5 |
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект АИИС КУЭ ОАО «Пятигорские электрические сети» (ПС 110/10 кВ «Бештау»)
| входят технические средства, программное обеспечение и документация в таблицах 11, 12 и 13 соответственно. Таблица 11 - Технические средства | представленные |
| Наименование | Количество, шт |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М | 5 |
| Трансформатор тока ТЛО-10 | 15 |
| Трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ 10-4 | 2 |
| Коробка испытательная КИ У3 | 5 |
| Кросс оптический КРС-16-Ш-16-8С | 1 |
| Коммутатор DGS-1100-18 | 1 |
| Асинхронный сервер NPort IA 5250AI | 1 |
Таблица 12 - Программное обеспечение
| Наименование | Количество, шт |
| ПО «АльфаЦЕНТР РЕ 100» | 1 |
| Таблица 13 - Документация |
| Наименование | Количество, шт |
| Модернизация АИИС КУЭ ОАО «Пятигорские электрические сети». ПС 110/10 кВ «Бештау». Рабочая документация. РДБМ.422231.006.13-АСК | 1 |
| Система автоматизированная информационно измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «Пятигорские электрические сети» (ПС 110/10 кВ «Бештау»). Инструкция по эксплуатации. РДБМ.422231.006.00-ИЭ | 1 |
| Система автоматизированная информационно измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «Пятигорские электрические сети» (ПС 110/10 кВ «Бештау»). Паспорт-формуляр. РДБМ.422231.006.00-ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 67295-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «Пятигорские электрические сети» (ПС 110/10 кВ «Бештау»). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» 06 марта 2017 г.
Основные средства поверки:
- мультиметр «Ресурс-ПЭ» (№ 33750-07 в реестре СИ ФИФ ОЕИ). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1...°. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений напряжения: ±0,2 % (в диапазоне измерений от 15 до 300 В); ±2,0 % (в диапазоне измерений от 15 до 150 мВ). Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: ±1,0 % (в диапазоне измерений от 0,05 до 0,25 А); ±0,3 % (в диапазоне измерений от 0,25 до 7,5 А). Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ±0,02 Гц;
- радиочасы РЧ-011 (№ 35682-07 в реестре СИ ФИФ ОЕИ). Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ±0,1 с.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в «ГСИ. Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «Пятигорские электрические сети» (ПС 110/10 кВ «Бештау»)».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «Пятигорские электрические сети» (ПС 110/10 кВ «Бештау»)
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Пятигорские электрические сети" (ПС 110/10 кВ "Бештау")](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО "Пятигорские электрические сети" (ПС 110/10 кВ "Бештау")")
67295-17: Методика поверкиСкачать741.8 Кб