Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Рузхиммаш» (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 с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места энергосбытовой организации (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 интерфейса RS-485 поступает на соответствующий GSM-модем, далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (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 по технологии CSD стандарта GSM.
От сервера информация в виде xml-файлов формата 80020 передается на АРМ энергосбытовой организации по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» Мордовское 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 включает в себя часы счетчиков и часы сервера. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется каждую секунду, коррекция часов сервера производится при расхождении с часами NTP-сервера на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчика с сервером осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с. 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 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 «Энергосфера»
| 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
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электри ческой энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ЦРП-10кВ, 2сш 10кВ, яч.17 | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А, В, С | ЗН0ЛП-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А, В, С | Меркурий 234 ART-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | HP 280 G2 | Активная Реактив ная | ,3 ,5 1, 2, | 3,3 5,6 |
| 2 | ЦРП-10кВ, 1сш 10кВ, яч.18 | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А, В, С | НАМИ-10-95 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 60002-15 Фазы: АВС | Меркурий 234 ART-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
| 3 | ЦРП-10кВ, 2сш 10кВ, яч.15 | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 47959-16 Фазы: А, В, С | ЗН0ЛП-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А, В, С | Меркурий 234 ART-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | ,3 ,6 3, 5, |
| 4 | ТП-7 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, вв.0,4кВ | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С | — | Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,3 5,5 |
| 5 | ЩУ-0,4кВ, аб. «Т2 Мобайл» (на последней опоре) | — | — | Меркурий 234 ART-02 P Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 48266-11 | Активная Реактив ная | 1,1 2,2 | 3,3 6,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | ТП-26 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод Т-1 | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С | — | Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | ,3 ,5 3, 5, |
| | ТП-26 10/0,4кВ, | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S | | Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | | Активная | 1,0 | 3,3 |
| 7 | РУ-0,4кВ, | 1000/5 | — | | Реактив ная | | |
| | ввод Т-2 | Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С | | | 2,1 | 5,5 |
| | ТП-27 10/0,4кВ, | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S | | Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | HP 280 G2 | Активная | 1,0 | 3,3 |
| 8 | РУ-0,4кВ, ввод Т-1 | 1000/5 Рег. № 52667-13 | - | Реактив- | 2,1 | 5,5 |
| | | Фазы: А, В, С | | | ная | | |
| | ТП-29 10/0,4кВ, | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S | | Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | | Активная | 1,0 | 3,3 |
| 9 | РУ-0,4кВ, | 1000/5 | - | | Реактив ная | | |
| | ввод Т-1 | Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С | | | 2,1 | 5,5 |
| | ТП-30А 10/0,4кВ, | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S | | Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | | Активная | 1,0 | 3,3 |
| 10 | РУ-0,4кВ, ввод Т-1 | 2000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С | | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| | ТП-30 10/0,4кВ, | Т-0,66 Кл.т. 0,5S | | Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | HP 280 G2 | Активная | 1,0 | 3,3 |
| 11 | РУ-0,4кВ, ввод Т-1 | 600/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 12 | ТП-31 10/0,4кВ, РУ-0,4кВ, ввод Т-1 | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А, В, С | — | Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | ,3 ,5 3, 5, |
| 13 | ЩУ-0,4кВ, аб. «Ростелеком» | — | — | Меркурий 234 ART-02 P Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 48266-11 | Активная Реактив ная | 1,1 2,2 | ,2 ,9 3, 5, |
| 14 | ВРУ-0,4кВ «Общежитие», ввод 1 | ТТИ-А Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А, В, С | — | Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,3 5,5 |
| 15 | ВРУ-0,4кВ «Общежитие», ввод 2 | ТТИ-А Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А, В, С | — | Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,3 5,5 |
| 16 | РУ-0,4 кВ, ТП-2, Т-1(основной) г. Саранск, Лодыгина, 11 | ТШ-0,66 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 22657-12 Фазы: А, В, С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК.10 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 17 | РУ-0,4 кВ, ТП-2, Т-2 (резервный) г. Саранск, Лодыгина, 11 | ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 5000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А, В, С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК.10 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | HP 280 G2 | Активная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 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 для ИК №№ 5, 13, 16, 17 указана для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном; соБф = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.21-2012 и ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012 и ГОСТ Р 52425-2005.
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 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.
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 17 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 5, 13, 16, 17 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 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 | |
| для ИК №№ 5, 13, 16, 17 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 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 | |
| для ИК № 5 | от 0 до +40 |
| для остальных ИК | от +15 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +20 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа Меркурий 234: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков Меркурий 234: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 170 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| 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 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. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОЛ-10 | 9 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 М У3 | 21 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-А | 6 |
| Трансформаторы тока | ТШ-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТШЛ-0,66У3 | 3 |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛП-10 | 6 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-10-95 | 1 |
| Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 234 | 15 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 2 |
| Сервер | HP 280 G2 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-079-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.161.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-079-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Рузхиммаш». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 07.05.2018 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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Рузхиммаш», свидетельство об аттестации № 095/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Рузхиммаш»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
71693-18: Методика поверки МП ЭПР-079-2018Скачать3.2 Мб