Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КС-22 «Помары» Волжского ЛПУ МГ ООО «Газпром Трансгаз Нижний Новгород» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Выходные данные могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИСКУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодически (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью (30 мин.);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - измерительные комплексы, включающие в себя:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для ТЛШ-10 - 6811-78; регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для ТЛП-10 - 30709-06;
- трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для ЗНОЛ-06 - 3344-04 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для VRQ3n/S2 - 21988-01;
- счетчики активной и реактивной электроэнергии ЕвроАльфа классов точности 0,5S по ГОСТ 30206 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035 для реактивной электроэнергии, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде для EAO5RL-C-3W, EAO5R1L-C-3, EAO5R1L-C-3W - 16666-97, установленные на объектах, указанных в таблице 1.
2 -й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе «RTU-327», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени.
3 -й уровень информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной 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 по проводным линиям связи поступает на выходы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а так же отражение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации - участника оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по коммутируемым телефонным линиям или сотовой связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Время УСПД синхронизировано с временем приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера и счетчиков. Сличение времени сервера с временем УСПД «RTU-327» осуществляется раз в час, и корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и УСПД ±2 с. Сличение времени счетчиков ЕвроАльфа с временем УСПД каждые 30 мин, корректировка времени счетчиков при расхождении со временем УСПД ±2 с. Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «АльфаЦентр», которое обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Таблица 1- Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Метрологические характеристики и состав ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-1», Ввод № 1 Т-1, яч. 1.8 | ТЛШ-10; КТ 0,5; Ктт=3000/5 | ЗНОЛ.06 10; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EAO5RL-C-3W; КТ 0,5S/1,0; | RTU-327 | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| 2 | ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10 кВ «Уренгой-Центр-1», Ввод № 3 Т-1, яч. 3.4 | ТЛШ-10; КТ 0,5; Ктт=3000/5 | ЗНОЛ.06 10; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0; | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| 3 | ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-1», Ввод № 2 Т-2, яч. 2.5 | ТЛШ-10; КТ 0,5; Ктт=3000/5 | ЗНОЛ.06 10; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0; | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| 4 | ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-1», Ввод № 4 Т-2, яч. 4.3 | ТЛШ-10; КТ 0,5; Ктт=3000/5 | ЗНОЛ.06 10; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0; | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| 5 | ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-2», Ввод № 1 Т-3, яч. 1.8 | ТЛШ-10; КТ 0,5; Ктт=3000/5 | ЗНОЛ.06 10; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05R1L-C-3W; КТ 0,5S/1,0; | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| № ИК | Наименование ИК | Состав ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-2», Ввод № 3 Т-3, яч. 3.4 | ТЛШ-10; КТ 0,5; Ктт=3000/5 | ЗНОЛ.06 10; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05RL-C-3W; КТ 0,5S/1,0; | | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| 7 | ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-2», Ввод № 2 Т-4, яч. 2.3 | ТЛШ-10; КТ 0,5; Ктт=3000/5 | ЗНОЛ.06 10; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05RL-C-3W; КТ 0,5S/1,0; | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| 8 | ПС 220 кВ «Восток», ЗРУ 10кВ «Уренгой-Центр-2», Ввод № 4 Т-4, яч. 4.3 | ТЛШ-10; КТ 0,5; Ктт=3000/5 | ЗНОЛ.06 10; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0; | RTU-327 | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| 9 | ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-1», Ввод № 1 Т-5, яч. 1.8 | ТЛШ-10; КТ 0,5; Ктт=3000/5 Г.р. № 6811-78 | ЗНОЛ.06 10; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05R1L-C-3W; КТ 0,5S/1,0; | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| 10 | ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-1», Ввод № 3 Т-5, яч. 3.4 | ТЛШ-10; КТ 0,5; Ктт=3000/5 | ЗНОЛ.06 10; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05R1L-C-3W; КТ 0,5S/1,0; | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| № ИК | Наименование ИК | Состав ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 11 | ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-1», Ввод № 2 Т-6, яч. 2.4 | ТЛШ-10; КТ 0,5; Ктт=3000/5 | ЗНОЛ.06 10; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05RL-C-3W; КТ 0,5S/1,0; | | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| 12 | ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-1», Ввод № 4 Т-6, яч. 4.3 | ТЛШ-10; КТ 0,5; Ктт=3000/5 | ЗНОЛ.06 10; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05R1L-C-3W; КТ 0,5S/1,0; | RTU-327 | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| 13 | ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-2», Ввод № 1 Т-3, яч. 2 | ТЛП-10; КТ 0,5S; Ктт=3000/5 | VRQ3n/S2; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0; | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| 14 | ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-2», Ввод № 3 Т-3, яч. 29 | ТЛП-10; КТ 0,5S; Ктт=3000/5 | VRQ3n/S2; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0; | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| 15 | ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-2», Ввод № 2 Т-4, яч. 13 | ТЛП-10; КТ 0,5S; Ктт=3000/5 | VRQ3n/S2; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0; | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
| 16 | ПС 220 кВ «Заря», ЗРУ 10кВ «Ямбург-Елец-2», Ввод № 4 Т-4, яч. 17 | ТЛП-10; КТ 0,5S; Ктт=3000/5 | VRQ3n/S2; КТ 0,5; Ктн=10000/ 100; | EA05R1L-c-3; КТ 0,5S/1,0; | Активная Реактивная | ±1,2 ±2,6 | ±3,3 ±4,6 |
Примечания:
1 Характеристики основной относительной погрешности ИК, и относительной погрешности в рабочих условиях (границы интервала, соответствующие вероятности 0,95) даны для измерения электроэнергии средней мощности (получасовой);
2 Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1,0-1,2) 1ном, cos9 = 0,90 инд.;
- температура окружающего воздуха (20±5) °С;
3 Рабочие условия:
- параметры сети: параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ином; ток (0,05 - 1,20) 1ном, 0,5 инд. < cos9 < 0,8 емк;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 25 до плюс 60 °С; для УСПД от минус 20 до плюс 50 °С, для сервера от плюс 15 до плюс 35 °С.
4 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд., и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С;
5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035 в режиме измерений реактивной электроэнергии;
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. При этом владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик ИК.
7 Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии-среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.
8 Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источников бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
9 В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД.
10 Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников и вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
11 Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
12 Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
13 Цикличность:
- измерений 30 мин. (функция автоматизирована);
- сбора (функция автоматизирована).
14 Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 117 суток, сохранение информации при отключении питания -не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу -45 суток (функция автоматизирована);сохранение информации при отключении питания - 3 года;
- ИВК - хранение результатов измерений, состояния средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 3 - Комплектность средства измерений
| Наименование изделия | Обозначение | Количество шт. |
| Счетчик электрической энергии | EA05RL-C-3W | 4 |
| Счетчик электрической энергии | EA05R1L-C-3 | 8 |
| Счетчик электрической энергии | EA05R1L-C-3W | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 24 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 12 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-06 | 36 |
| Трансформатор напряжения | VRQ 3n/S2 | 12 |
| УСПД | RTU-327 | 1 |
| Сервер БД c ПО «АльфаЦентр» | Stratus FT Server 4700 P4700-2S | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | АУВП.411711.037-01ЭД-ИЭ | 1 |
| Паспорт | АУВП.411711.037-01ЭД-ФО-ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 40103-08 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) КС-22 «Помары» Волжского ЛПУ МГ ООО «Газпром Трансгаз Нижний Новгород», Измерительные каналы, Методика поверки», согласованному с ФГУП «ВНИИМС» 29 декабря 2008 года.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Транс
форматоры напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных ЕвроАльфа -в соответствии с документом "Многофункциональный счетчик электрической энергии ЕвроАльфа. Методика поверки»;
- для устройства УСПД - в соответствии с документом ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- радиосервер РСТВ-01, принимающий сигналы спутниковой навигационной системы (GPS), (Регистрационный № 40586-09 в Федеральном информационном фонде).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающие определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения»
