Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя
ООО «Соврудник» (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 сбора и баз данных (сервер) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированное рабочее место персонала (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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по выделенным каналам связи поступает в локальную вычислительную сеть (ЛВС) ООО «Соврудник». Далее измерительная информация по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet поступает на сервер. На сервере осуществляется обработка поступающей информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение полученных данных, оформление отчётных 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» Красноярское 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, 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 при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, коррекция часов производится при расхождении на величину более ±2 с.
Сравнение показаний часов счётчиков с часами сервера осуществляется 1 раз в сутки. Корректировка часов счётчика производится при расхождении показаний часов счётчика и сервера на величину более ±2 с. Передача информации от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Журналы событий счетчиков 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 7.1. 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 7.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | Вид электри ческой энергии | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | Сервер | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5)% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110/35 кВ «Викторов-ский», ОРУ-110 кВ, Ввод Т-1 110 кВ | ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 200/5 | НАМИ- 110УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | | Актив ная | 0,6 | 1,5 |
| | Рег. № 61432-15 Фазы: А, В, С | Рег. № 24218-08 Фазы: А, В, С | | Реактив ная | 1,1 | 2,5 |
| 2 | ПС 110/35 кВ «Викторов-ский», ОРУ-110 кВ, Ввод Т-2 110 | ТОГФ-110 Кл.т. 0,2S 200/5 | НАМИ- 110УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | | Актив ная | 0,6 | 1,5 |
| | Рег. № 61432-15 Фазы: А, В, С | Рег. № 24218-08 Фазы: А, В, С | HP ProLiant | Реактив- | 1,1 | 2,5 |
| | кВ | | DL360e Gen8 | ная | | |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТЛК-СТ-10 | НТМИ-6-66 | BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | | Актив- | 1,1 | 3,0 |
| 3 | № 46 «Совруд-ник», | Кл.т. 0,5S 150/5 | Кл.т. 0,5 6000/100 | | ная |
| | ЗРУ-6 кВ, 1 | Рег. № 58720-14 | Рег. № 2611-70 | | Реактив- | 2,3 | 4,7 |
| | с.ш. 6 кВ, яч. 4 | Фазы: А, С | Фазы: АВС | | ная |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТЛО-10 | НТМИ-6-66 | BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | | Актив- | 0,9 | 1,6 |
| 4 | № 46 «Совруд-ник», | Кл.т. 0,2S 400/5 | Кл.т. 0,5 6000/100 | | ная |
| | ЗРУ-6 кВ, 1 | Рег. № 25433-08 | Рег. № 2611-70 | | Реактив- | 1,6 | 2,6 |
| | с.ш. 6 кВ, яч. 6 | Фазы: А, С | Фазы: АВС | | ная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 31 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А, С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | | Актив ная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 6 | ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 32 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А, С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | HP ProLiant | Актив ная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 7 | ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 34 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А, С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | DL360e Gen8 | Актив ная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 8 | ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 12 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А, С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | | Актив ная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 9 | ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 1856-63 Фазы: А, С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | BINOM 339U3.57I3.5 | HP ProLiant | Актив ная | 1,1 | 3,0 |
| ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 17 | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | DL360e Gen8 | Реактив ная | 2,3 | 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 10 | ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 19 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 400/5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 | BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | | Актив ная | 1,1 | 3,0 |
| | Рег. № 2473-69 Фазы: А, С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | | Реактив ная | 2,3 | 4,7 |
| 11 | ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 20 | ТЛК-СТ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А, С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | | Актив ная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,7 |
| 12 | ПС 110/35/6 кВ № 46 «Совруд-ник», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 24 | ТЛО-10 Кл.т. 0,2S 400/5 Рег. № 25433-08 Фазы: А, С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | | Актив ная Реактив ная | 0,9 1,6 | 1,6 2,6 |
| 13 | РП 6 кВ «Шахта № 5», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 15 | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 50/5 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 | BINOM 339U3.57I3.5 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 60113-15 | | Актив ная | 1,1 | 3,0 |
| | Рег. № 47958-11 Фазы: А, С | Рег. № 51199-12 Фазы: АВС | | Реактив ная | 2,3 | 4,7 |
| 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 ИК №№ 5-11 для тока 5 % от !ном, для остальных ИК для тока 2 % от !ном; cosj = 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, и в режиме измерений реактивной электрической энергии в соответствии с ТУ 4228-008-80508103-2014.
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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 13 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от №ом ток, % от !ном для ИК №№ 5-11 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф 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 №ом ток, % от !ном для ИК №№ 5-11 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф 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 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +35 от +20 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 | 150000 2 50000 0,5 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 90 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| 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. |
| Трансформаторы тока | ТОГФ-110 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТЛК-СТ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 8 |
| Трансформаторы тока проходные | ТПЛ-10-М | 2 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ- 110УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Счетчики-измерители показателей качества электрической энергии многофункциональные | BINOM3 | 13 |
| Сервер | HP ProLiant DL360e Gen8 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-080-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.150.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-080-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя ООО «Соврудник». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 11.05.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с 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 по обеспечению единства измерений 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53602-13);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 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 ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя ООО «Соврудник», свидетельство
об аттестации № 103/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ЧУЭТ» для энергоснабжения потребителя ООО «Соврудник»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72053-18: Методика поверки МП ЭПР-080-2018Скачать1.6 Мб