Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО "Кордиант" в г. Ярославле (ЯШЗ)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Кордиант» в г. Ярославле (ЯШЗ) (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 трехуровневую 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», 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 поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, её накопление и хранение, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Измерительная информация от УСПД поступает на сервер по каналу связи сети Ethernet (для измерительных каналов (ИК) №№ 1-13) и по каналу связи стандарта GSM (для остальных ИК), где 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» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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 УСПД, часы сервера.

Сравнение показаний часов УСПД, расположенного в ЦРП-5, с единым координированным временем UTC обеспечивается встроенным приемником сигналов точного времени. Корректировка часов УСПД производится при расхождении на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов сервера с часами указанного УСПД осуществляется во время сеанса связи, корректировка часов сервера производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов остальных УСПД с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, корректировка часов каждого УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется во время сеанса связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД 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». 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 «Энергосфера» 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

AdCenter.

exe

AdmTool.

exe

ControlAge

.exe

Expimp.

exe

PSO.exe

Handlnput

.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 6.4

Цифровой идентификатор ПО

52d964207

a14b0ad85

8e7edc1e9

fb0c1

ac2138e68

b8144154f

8757963b4

ffe35

4cc18cd7e7

0bb0c6de1

d71aef6beb

4d0

cc298897

c37f3fd5

00203a66

8376d7ea

4c57d76a

8d4110ca

178cca68

b11fad23

6175ec950

75c232faf

2e2ac285f

283d3

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Вид

Границы

Границы

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Сервер

элек-

тро-

энер

гии

допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТПОЛ-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Ак-

1

ЦРП-5 6 кВ, фид. 1

Кл.т. 0,2S 1000/5

Кл.т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

0,9

1,6

Рег. № 1261-08 Фазы: А; С

Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

1,5

3,2

ТПОЛ-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Ак-

2

ЦРП-5 6 кВ,

фид. 36

Кл.т. 0,2S 1000/5

Кл.т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

0,9

1,6

Рег. № 1261-08 Фазы: А; С

Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

Рег. № 27524-04

HP Proliant

Реак

тивная

1,5

3,2

ТЛП-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

ML 370 G4

Ак-

3

ЦРП-5 6 кВ,

фид. 37

Кл.т. 0,2S 600/5

Кл.т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

0,9

1,6

Рег. № 30709-08 Фазы: А; С

Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

1,5

3,2

ТЛП-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Ак-

4

ЦРП-5 6 кВ,

фид. 70

Кл.т. 0,2S 600/5

Кл.т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

0,9

1,6

Рег. № 30709-08 Фазы: А; С

Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

1,5

3,2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТПОЛ-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Ак-

5

ЦРП-5 6 кВ,

фид. 72

Кл.т. 0,2S 1000/5

Кл.т. 0,5 6000/100

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

0,9

1,6

Рег. № 1261-08 Фазы: А; С

Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

1,5

3,2

ТЛП-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Ак-

РП-4 6 кВ, фид. 80

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

0,9

1,6

6

600/5

6000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 30709-08 Фазы: А; С

Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

1,5

3,2

ТЛП-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Ак-

РП-4 6 кВ, фид. 82

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

0,9

1,6

7

600/5

6000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 30709-08

Рег. № 20186-05

Рег. № 27524-04

Реак-

1,5

3,2

Фазы: А; С

Фазы: АВС

HP Proliant

тивная

ТЛП-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

ML 370 G4

Ак-

РП-19 6 кВ, фид. 207

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

0,9

1,6

8

600/5

6000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 30709-08 Фазы: А; С

Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

1,5

3,2

ТПОЛ-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Ак-

РП-10 6 кВ, фид. 227

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

0,9

1,6

9

400/5

6000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 1261-08 Фазы: А; С

Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

Рег. № 36697-08

Реак

тивная

1,6

2,7

ТПОЛ-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Ак-

РП-10 6 кВ, фид. 231

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

0,9

1,6

10

400/5

6000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 1261-08 Фазы: А; С

Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

Рег. № 36697-08

Реак

тивная

1,6

2,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТЛК 10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Ак-

РП-1 6 кВ,

фид. 6А

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

1,1

3,0

11

800/5

6000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 9143-06 Фазы: А; В; С

Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

Рег. № 36697-08

Реак

тивная

2,3

4,7

ТЛК 10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Ак-

РП-1 6 кВ,

фид. 41А

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

1,1

3,0

12

800/5

6000/100

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 9143-06 Фазы: А; В; С

Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

Рег. № 27524-04

Реак

тивная

2,3

4,6

ТЛО-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Ак-

13

РП-31 6 кВ,

Кл.т. 0,2S 400/5 Рег. № 25433-03 Фазы: А; С

Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000

HP Proliant

тивная

0,9

1,6

ЗРУ-6 кВ, ф. 4

Рег. № 17049-04

ML 370 G4

Реак

тивная

1,5

3,2

РП-50 10 кВ, РУ-10 кВ,

I секция 10 кВ , ф. 8

ТЛО-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Ак-

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

0,9

1,6

14

200/5

10000/1 00

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. № 25433-03

Рег. № 20186-05

Рег. № 27524-04

Реак-

1,5

3,2

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

РП-50 10 кВ, РУ-10 кВ, II секция 10 кВ, ф. 21

ТЛО-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Ак-

Кл.т. 0,2S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04

тивная

0,9

1,6

15

200/5 Рег. № 25433-03

10000/100 Рег. № 20186-05

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Реак-

1,5

3,2

Фазы: А; С

Фазы: АВС

тивная

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 №№ 11, 12 указана для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном; 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 УСПД на аналогичные 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

1

2

Количество ИК

15

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 11, 12 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 5 до 120 от 1 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 11, 12 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110

от 5 до 120 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от 0 до +30 от 0 до +30 от +20 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

90000

2

140000

2

75000

24

1

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

10

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

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 и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

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

счетчиков электрической энергии;

УСПД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСПД (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

ТПОЛ-10

10

Трансформаторы тока

ТЛП-10

10

Трансформаторы тока

ТЛК 10

6

Трансформаторы тока

ТЛО-10

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

15

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

12

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

3

Устройства сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

3

Сервер

HP Proliant ML 370 G4

1

Методика поверки

МП ЭПР-221-2019

1

Паспорт-формуляр

ЦЭДК.411711.056.ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП

ЭПР-221-2019 «Система

автоматизированная

информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Кордиант» в г. Ярославле (ЯТТТЗ). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 11.12.2019 г.

Основные средства поверки:

-    в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    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 филиала АО «Кордиант» в г. Ярославле (ЯШЗ)», свидетельство об аттестации № 253/RA.RU.312078/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала АО «Кордиант» в г. Ярославле (ЯШЗ)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание