Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Ульяновский моторный завод» (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 обеспечением (ПО) АКУ «Энергосистема», автоматизированное рабочее место (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 GSM-модем и далее по каналу 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 энергосбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» 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. Сравнение часов сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», 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 1 раз в сутки, коррекция часов сервера производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется 1 раз в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±1 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) АКУ «Энергосистема». ПО АКУ «Энергосистема» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО АКУ «Энергосистема». Метрологически значимая часть ПО АКУ «Энергосистема» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО АКУ «Энергосистема» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО АКУ «Энергосистема»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ESS.Metrol ogy.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0227AA941A53447E06A5D1133239DA60 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
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 | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | ТШЛП-10 | НАМИТ-10-2 | | | Актив- | | |
| | ПС 110/6 кВ УМЗ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | Меркурий 234 ART2-00 P | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 1 | ЗРУ-6 кВ, 1сш 6 кВ | 3000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | яч.13 | Рег. № 19198-05 Фазы: А; С | Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | Рег. № 48266-11 | | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| | | ТШЛП-10 | НАМИТ-10-2 | | | Актив- | | |
| | ПС 110/6 кВ УМЗ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | Меркурий 234 ART2-00 P | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 2 | ЗРУ-6 кВ, 2сш 6 кВ | 3000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | яч.35 | Рег. № 19198-05 Фазы: А; С | Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | Рег. № 48266-11 | HP Proliant | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| | | ТШЛП-10 | НАМИТ-10-2 | | ML150 G6 | Актив- | | |
| | ПС 110/6 кВ УМЗ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | Меркурий 234 ART2-00 P | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 3 | ЗРУ-6 кВ, 3сш 6 кВ | 3000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | яч.14 | Рег. № 19198-05 Фазы: А; С | Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | Рег. № 48266-11 | | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| | | ТШЛП-10 | НАМИТ-10-2 | | | Актив- | | |
| | ПС 110/6 кВ УМЗ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | Меркурий 234 ART2-00 P | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 4 | ЗРУ-6 кВ, 4сш 6 кв | 3000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | яч.36 | Рег. № 19198-05 Фазы: А; С | Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | Рег. № 48266-11 | | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | ТПОЛ-10 | НАМИТ-10-2 | | | Актив- | | |
| | ПС 110/6 кВ УМЗ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | Меркурий 234 ART2-00 P | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 5 | ЗРУ-6 кВ, 3сш 6 кВ | 600/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | яч.4 | Рег. № 1261-59 Фазы: А; С | Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | Рег. № 48266-11 | | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| | | ТПЛМ-10 | НАМИТ-10-2 | | | Актив- | | |
| | ПС 110/6 кВ УМЗ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | Меркурий 234 ART2-00 P | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 6 | ЗРУ-6 кВ, 3сш 6 кВ | 400/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | яч.8 | Рег. № 2363-68 Фазы: А; С | Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | Рег. № 48266-11 | | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| | | ТПЛ-10 | НАМИТ-10-2 | | | Актив- | | |
| | ПС 110/6 кВ УМЗ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | Меркурий 234 ART2-00 P | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 7 | ЗРУ-6 кВ, 2сш 6 кВ | 300/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | яч.31 | Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | Рег. № 48266-11 | HP Proliant | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| | | ТПОЛ-10 | НАМИТ-10-2 | | ML150 G6 | Актив- | | |
| | ПС 110/6 кВ УМЗ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | Меркурий 234 ART2-00 P | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 8 | ЗРУ-6 кВ, 2сш 6 кВ | 600/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | яч.45 | Рег. № 1261-59 Фазы: А; С | Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | Рег. № 48266-11 | | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| | | ТПК-10 | НАМИТ-10-2 | | | Актив- | | |
| | ПС 110/6 кВ УМЗ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | Меркурий 234 ART2-00 P | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 9 | ЗРУ-6 кВ, 4сш 6 кВ | 600/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | яч.50 | Рег. № 22944-02 Фазы: А; С | Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | Рег. № 48266-11 | | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| | | ТПЛМ-10 | НАМИТ-10-2 | | | Актив- | | |
| | ПС 110/6 кВ УМЗ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | Меркурий 234 ART2-00 P | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 10 | ЗРУ-6 кВ, 2сш 6 кВ | 300/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | яч.33 | Рег. № 2363-68 Фазы: А; С | Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | Рег. № 48266-11 | | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | ТПЛ-10 | НАМИТ-10-2 | | | Актив- | | |
| | ПС 110/6 кВ УМЗ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | Меркурий 234 ART2-00 P | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 11 | ЗРУ-6 кВ, 4сш 6 кВ | 300/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | яч.42 | Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | Рег. № 48266-11 | HP Proliant | Реак тивная | 2,5 | 5,5 |
| | | ТПЛМ-10 | НАМИТ-10-2 | | ML150 G6 | Актив- | | |
| | ПС 110/6 кВ УМЗ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | Меркурий 234 ART2-00 P | | ная | 1,3 | 3,2 |
| 12 | ЗРУ-6 кВ, 1сш 6 кВ | 300/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | яч.19 | Рег. № 2363-68 Фазы: А; С | Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | Рег. № 48266-11 | | Реак тивная | 2,5 | 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 указана для тока 5 % 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 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 | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном коэффициент мощности еоБф частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном коэффициент мощности еоБф частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 220000 2 100000 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 170 10 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 | ТШЛП-10 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПК-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 4 |
| Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 234 | 12 |
| Сервер | HP Proliant ML150 G6 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-113-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.170.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-113-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Ульяновский моторный завод». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.11.2018 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 «Ульяновский моторный завод», свидетельство об аттестации № 131/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Ульяновский моторный завод»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
73771-19: Методика поверки МП ЭПР-113-2018Скачать11.7 Мб