Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Синэрго" для электроснабжения АО "ТМК НГС-Нижневартовск"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 4
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 3

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Синэрго» для электроснабжения АО «ТМК НГС-Нижневартовск» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АО «Синэрго» для электроснабжения АО «ТМК НГС-Нижневартовск», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), эталонный источник системного времени тайм-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

Передача информации, в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» возможна в двух вариантах:

1.    от сервера, на уровне ИВК с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ);

2.    от АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК».

Информация передаётся в филиал АО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде XML-файлов формата 80020 в соответсвии 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 электрическсой энергии и мощности.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт-ч и соотнесены с единым календарным временем.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ». Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс. Синхронизация сервера БД АИИС КУЭ осуществляется от тайм-сервера, обеспечивающего передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую корректировку времени.

Сервер БД АИИС КУЭ периодически (1 раз в час) сравнивает свое системное время с временем тайм-сервера, синхронизация осуществляется независимо от величины расхождения показаний часов сервера и тайм-сервера. Синхронизация времени в ИК происходит при каждом сеансе счетчика с ИВК, который составляет 1 раз в 30 минут. Корректировка выполняется при расхождении времени счетчика со временем сервера на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 6.5, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

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

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

м

о

Я

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Наименование

объекта

ТТ

ТН

Счётчик

Вид

электроэнергии

Основная

погрешность,

Погрешность в рабочих

%

условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

ПС 35/6 кВ

ТОЛ-10 УТ 2.1

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

1

БИНТ, ЗРУ-6кВ,

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

яч. № 1

200/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 35/6 кВ

ТОЛ-10 УТ 2.1

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

2

БИНТ, ЗРУ-6кВ,

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

яч. № 30

200/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 35/6 кВ

ТОЛ-10-I-I У2

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

3

БИНТ, ЗРУ-6кВ,

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

яч. № 3

50/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 35/6 кВ

Т0Л-10 УТ 2.1

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

4

БИНТ, ЗРУ-6кВ,

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

яч. № 12

200/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 35/6 кВ

Т0Л-10 УТ 2.1

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

5

БИНТ, ЗРУ-6кВ,

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

яч. № 22

200/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 35/6 кВ

Т0Л-10 УТ 21 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 14486

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

6

БИНТ, ЗРУ-6кВ, яч. № 13

Кл. т. 0,5 6000/100

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 35/6 кВ

Т0Л-10 УТ 2.1

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

7

БИНТ, ЗРУ-6кВ,

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

яч. № 24

300/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

ПС 35/6 кВ

ТОЛ-10 УТ 2.1

НТМИ-6-66

СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

8

БИНТ, ЗРУ-6кВ,

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

яч. № 14

200/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 35/6 кВ

ТОЛ-10 УТ 2.1

НТМИ-6-66

СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

9

БИНТ, ЗРУ-6кВ,

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

яч. № 20

200/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,8

10

ПС 35/6 кВ БИНТ,

ТОЛ-10 УТ 2.1 Кл. т. 0,5 300/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4 ТМ.03М

активная

±1,1

±3,0

ЗРУ-6 кВ, яч. № 21

Кл. т. 0,2S/0,5

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 35/6 кВ

ТОЛ-10 УТ 21

НТМИ-6-66

СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

11

БИНТ, ЗРУ-6кВ,

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

яч. № 29

300/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,8

12

ПС 35/6 кВ БИНТ, КРУН-6 кВ, яч. № 3

ТЛМ-10-2 У3 Кл. т. 0,5 300/5

НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100

СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

ПС 35/6 кВ

ТЛМ-10-2 У3

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,4

13

БИНТ, КРУН-

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

6 кВ, яч. № 18

300/5

6000/100

реактивная

±2,8

±5,8

ПС 35/6 кВ

ТЛМ-10-2 У3

НТМИ-6-66

СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

14

БИНТ, КРУН-

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

6 кВ, яч. № 4

300/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 35/6 кВ

ТЛМ-10-1 У3

НТМИ-6-66

СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

активная

±1,1

±3,0

15

БИНТ, КРУН-

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

6 кВ, яч. № 7

600/5

6000/100

реактивная

±2,7

±4,8

ПС 35/6 кВ

ТЛМ-10-1 У3

НТМИ-6-66

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0

активная

±1,2

±3,4

16

БИНТ, КРУН-

Кл. т. 0,5

Кл. т. 0,5

6 кВ, яч. № 14

600/5

6000/100

реактивная

±2,8

±5,8

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, I=0,05 !ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 16 от минус 5 до плюс 20 °C.

4.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

16

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 5 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -45 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М

220000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

1

2

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

40

Сервер:

- 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 счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Синэрго» для электроснабжения АО «ТМК НГС-Нижневартовск» типографским способом.

Комплектность

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

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Наименование

Тип

Рег. №

Количество, шт.

1

2

3

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10 УТ 2.1

7069-79

16

Трансформатор тока

ТОЛ-10 УТ 21

7069-79

4

Трансформатор тока

ТОЛ-10-I-I У2

15128-96

2

Трансформатор тока

ТЛМ-10-2 У3

2473-69

6

Трансформатор тока

ТЛМ-10-1 У3

2473-69

4

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

2611-70

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66 У3

2611-70

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4 ТМ.03М

36697-17

13

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4 ТМ.03М

36697-08

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

36697-12

2

Сервер сбора данных

HP DL 360 G7

-

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

-

1

Методика поверки

МП 024-2018

-

1

Паспорт-Формуляр

77148049.422222.

144-ПФ

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 024-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Синэрго» для электроснабжения АО «ТМК НГС-Нижневартовск». Методика поверки», утвержденная

ООО «Спецэнергопроект» 06.07.2018 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации» Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ»

03 апреля 2017 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

- термогигрометр CENTER (мод.315): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, Рег. № 22129-09.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

«Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Синэрго» для электроснабжения АО «ТМК НГС-Нижневартовск», аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Синэрго» для электроснабжения АО «ТМК НГС-Нижневартовск»

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