Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Акционерного общества «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» (АО «НЭСК») для электроснабжения городских электросетей в границах города Апшеронск, вторая очередь (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Апшеронск», вторая очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, 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 ЦСОД АО «НЭСК» (сервер) с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05), автоматизированные рабочие места персонала (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 входы соответствующего GSM-модема (основной или резервный), далее по основному или резервному каналу связи стандарта GSM поступает на сервер (при отказе основного канала связи опрос счетчиков выполняется по резервному каналу связи). На сервере осуществляется дальнейшая 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.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» Кубанское 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 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 охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ-1 осуществляется не реже 1 раза в час, корректировка часов сервера производится автоматически, независимо от величины расхождения.
Сравнение показаний часов счётчика с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиком (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчика производится при расхождении показаний часов счётчика и сервера на величину более ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Журналы событий счетчика 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) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcCli- ents.dll | CalcLeak- age.dll | Cal- cLosses.dll | Metrol- ogy.dll | Parse- Bin.dll | Par- seIEC.dll | ParseMod- bus.dll | ParsePira- mida.dll | SynchroN SI.dll | Verify- Time.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 | b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f | d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 | 6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 | 48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f | c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 | ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f | 530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 | 1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | Сервер | Вид электро энергии | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| | | ТОЛ-СЭЩ-10 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | | | Активная | | |
| 1 | ПКУ-6 кВ на опоре №130/1 | Кл.т. 0,5 100/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 | | Реактив ная | 1,3 | 3,4 |
| | Рег. № 32139-11 Фазы: А; С | Рег. № 35956-07 Фазы: А; В; С | Рег. № 27524-04 | | 2,5 | 5,5 |
| | ВПКУ 6 кВ, | ТОЛ-СЭЩ-10 | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | | | Активная | | |
| | ввод ВЛ-6 кВ | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03.01 | HP Proli | 1,3 | 3,4 |
| 2 | от «ТП-1602 6/0,4кВ, | 200/5 | 6000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,5S/1,0 | ant DL 380 | Реактив ная | | |
| | ТП-1604 6/0,4 кВ, ТП-1605 6/0,4 кВ» | Рег. № 32139-11 Фазы: А; С | Рег. № 35956-12 Фазы: А; В; С | Рег. № 27524-04 | G7 | 2,5 | 5,5 |
| | | ТПЛМ-10 | НОМ-6 | | | Активная | | |
| | РП-19 6 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | 1,3 | 3,4 |
| 3 | РУ-6 кВ, КЛ-6 кВ | 100/5 | 6000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | Реактив ная |
| | «Ф-19» | Рег. № 2363-68 Фазы: А; С | Рег. № 159-49 Фазы: А; С | Рег. № 36697-08 | | 2,5 | 5,8 |
| Погрешность СОЕВ не превышает ±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 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83.
5 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-1 на аналогичное утвержденного типа. 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 |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 3 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | от 5 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 | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cos9 | 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, °С | от -5 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, | |
| °С | от +10 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| для счетчиков СЭТ-4ТМ.03: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчика СЭТ-4ТМ.03М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ-1: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 113060 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
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: счетчика 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);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (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. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-1 | 1 |
| Сервер | HP Proliant DL 380 G7 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-054-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЕКМН.466453.011-17.1 ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-054-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Акционерного общества «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» (АО «НЭСК») для электроснабжения городских электросетей в границах города Апшеронск, вторая очередь (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Апшеронск», вторая очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «Энерго-ПромРесурс» 18.01.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).
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 эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Акционерного общества «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» (АО «НЭСК») для электроснабжения городских электросетей в границах города Апшеронск, вторая очередь (АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Апшеронск», вторая очередь) ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
70494-18: Методика поверки МП ЭПР-054-2018Скачать7.2 Мб