Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «КРЫМТЭЦ» (Сакская ПГУ 120) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, 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 с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации частоты и времени, автоматизированные рабочие места (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 через преобразователь интерфейсов RS-485/Ethernet поступает на входы коммутатора, далее по технологическому сегменту локальной вычислительной сети (ЛВС) (основной канал) поступает на сервер, где осуществляется 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. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному с помощью антенны-передатчика и антенны-приемника цифровой радиорелейной системы (ЦРРС).
Также от коммутатора информация по ЛВС передается на АРМ.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС», ГУП РК «Крымэнерго» 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 включает в себя часы счетчиков, часы сервера, устройство синхронизации частоты и времени Метроном 300, принимающее сигналы от глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС/GPS и формирующее частотно-временные сигналы синхронизации.
Сравнение показаний часов сервера с устройством синхронизации частоты и времени осуществляется 1 раз в минуту. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков 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 программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии не ниже 8.0. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфе | ра» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB 7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Технические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | Устройство синхронизации времени | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | Сакская ПГУ 120, ТГ-4 (10,5 кВ) | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С | ЗН0ЛП.4-10 Кл.т. 0,5 10500/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Метроном 300 Рег. № 56465-14 | Dell Pow-erEdge 2950 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 2 | Сакская ПГУ 120, ТГ-5 (10,5 кВ) | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С | ЗН0ЛП.4-10 Кл.т. 0,5 10500/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 3 | Сакская ПГУ 120, ТГ-6 (10,5 кВ) | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С | ЗН0ЛП.4-10 Кл.т. 0,5 10500/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 4 | Сакская ПГУ 120, ТГ-7 (10,5 кВ) | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С | ЗН0ЛП.4-10 Кл.т. 0,5 10500/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | | 1 СШ: | | | | | | |
| | | | ЗНОГ-110 | | | | | | |
| | | | Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | | | | | | |
| 5 | Сакская ПГУ 120, ОРУ-1 110 | ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 | Рег. № 61431-15 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Актив ная | 0,6 | 1,5 |
| | кВ, яч .1 | Рег. № 61432-15 | 2 СШ: | | | Реак- | 1,1 | 2,5 |
| | | Фазы: А; В; С | ЗНОГ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | | | тивная | | |
| | | | Рег. № 61431-15 Фазы: А; В; С | | Метроном 300 | Dell Pow-erEdge 2950 | | | |
| | | | 1 СШ: | | Рег. № | | | |
| | | | ЗНОГ-110 | | 56465-14 | | | |
| | Сакская ПГУ 120, ОРУ-1 110 кВ, яч.2 ВЛ | | Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | | | | | | |
| 6 | ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 61432-15 Фазы: А; В; С | Рег. № 61431-15 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB- DW-4 | | | Актив ная | 0,6 | 1,5 |
| 110 кВ Сакская ТЭЦ - ЗападноКрымская | 2 СШ: ЗНОГ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 61431-15 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Реак тивная | 1,1 | 2,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 7 | Сакская ПГУ 120, ОРУ-1 110 кВ, яч.3 ВЛ 110 кВ Сак-ская ТЭЦ - Саки №2 | ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 61432-15 Фазы: А; В; С | 1 СШ: ЗНОГ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 61431-15 Фазы: А; В; С 2 СШ: ЗНОГ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 61431-15 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Метроном 300 Рег. № 56465-14 | Dell Pow-erEdge 2950 | Актив ная Реак тивная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 8 | Сакская ПГУ 120, ОРУ-1 110 кВ, яч.6 ОВ | ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 61432-15 Фазы: А; В; С | 1 СШ: ЗНОГ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 61431-15 Фазы: А; В; С 2 СШ: ЗНОГ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 61431-15 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 9 | Сакская ПГУ 120, ГРУ-10 кВ, КЛ 10 кВ ГРУ 10 кв, яч. 1а | AB12 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 59024-14 Фазы: А; В; С | ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Метроном 300 Рег. № 56465-14 | Dell Pow-erEdge 2950 | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 10 | Сакская ПГУ 120, ТГ-8 (10,5 кВ) | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С | ЗНОЛП.4-10 Кл.т. 0,5 10500/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 11 | Сакская ПГУ 120, ТГ-9 (10,5 кВ) | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 1500/5 Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С | ЗНОЛП.4-10 Кл.т. 0,5 10500/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | A1805RLQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,4 5,7 |
| 12 | Сакская ПГУ 120, ОРУ-1 110 кВ, яч.7 ВЛ-110 кВ Сакская ТЭЦ - Саки №1 с отп. на ПС Кристалл | ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 61432-15 Фазы: А; В; С | 1 СШ: ЗНОГ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 61431-15 Фазы: А; В; С 2 СШ: ЗНОГ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 61431-15 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | | 1 СШ: | | | | | | |
| | | | ЗНОГ-110 | | | | | | |
| | Сакская ПГУ | | Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | | | | | | |
| | 120, ОРУ-1 110 кВ, яч.9 ВЛ- | ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S | Рег. № 61431-15 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Метроном 300 Рег. № 56465-14 | Dell Pow- | Актив ная | 0,6 | 1,5 |
| 13 | 110 кВ Холодильник с отп. на ПС Кристалл | 300/1 Рег. № 61432-15 Фазы: А; В; С | 2 СШ: ЗНОГ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 61431-15 Фазы: А; В; С | erEdge 2950 | Реак тивная | 1,1 | 2,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±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 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от !ном; cosj = 0,8инд.
4 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 устройства синхронизации частоты и времени Метроном 300 на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 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 |
| Количество ИК | 13 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | от 1 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 1 до 120 |
| коэффициент мощности cos9 | от 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 +15 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, | |
| °С | от +15 до +20 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| для счетчиков: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для Метроном 300: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 180 |
| при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| 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); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (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 | ТЛО-10 | 18 |
| Трансформаторы тока | ТОГФ-110 | 18 |
| Трансформаторы тока | AB12 | 3 |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛП.4-10 | 18 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОГ-110 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06-10 | 3 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 13 |
| У стройства синхронизации частоты и времени | Метроном 300 | 1 |
| Сервер | Dell PowerEdge 2950 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-098-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.163.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-098-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «КРЫМТЭЦ» (Сакская ПГУ 120). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 28.08.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- 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);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «КРЫМТЭЦ» (Сакская ПГУ 120)», свидетельство об аттестации № 112/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «КРЫМТЭЦ» (Сакская ПГУ 120)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72863-18: Методика поверки МП ЭПР-098-2018Скачать10.1 Мб