Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭК" (7 очередь)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (7 очередь) (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), 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 комплексом (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), 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 при помощи технических средств приема-передачи данных 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, передача информации на АРМ. При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН

осуществляется в счетчиках, на сервере данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.

Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

Передача информации от сервера или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, системному оператору 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 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 и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±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 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 «Эне

а»

р

е

ф

с

о

г

р

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

УСВ

Сервер

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях

(±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТП №б/н

ТТЭ-100

Меркурий 236

Актив-

6 кВ,

Кл.т. 0,5

ART-03 PQRS

ная

1,0

3,2

1

РУ-0,4 кВ,

1500/5

-

Кл.т. 0,5S/1,0

СШ 0,4кВ,

Рег. № 67761-17

Зав. № 42496014

Реак-

2, 1

5, 5

Ввод 0,4 кВ

Фазы: А; В; С

Рег. № 47560-11

тивная

ТП-523п 6 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ

ТШП-0,66М Кл.т. 0,5

Меркурий 230 ART-03

Актив

ная

1,0

3,2

2

600/5 Рег. № 57564-14 Фазы: А; В; С

PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

УСВ-3

Fujitsu

Реак

тивная

2, 1

5, 5

ТОЛ-ЭС-10

Рег. №

PRIMERGY

Кл.т. 0,5S

64242-16

RX2510 M2

ВЛ-10 кВ №4, Оп. №20, ВЛ1 10 кВ КТП №113, ПКУ-210 10 кВ

100/5

3

Рег. № 34651-07 Фазы: А; В

ЗН0Л.06 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Меркурий 234 ARTM-00 PBR.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 75755-19

Актив

ная

1,3

3,3

ТОЛ-ЭС-10

Рег. № 3344-04

Реак-

2, 5

5,6

Кл.т. 0,5

Фазы: А; В; С

тивная

100/5 Рег. № 34651-07 Фаза: С

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

4

ВЛ-10 кВ №6, Оп. №19, ВЛ2 10 кВ КТП №113, ПКУ-211 10 кВ

ТОЛ-ЭС-10 Кл.т. 0,5S 100/5

ЗНОЛ.06 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Меркурий 234 ARTM-00 PBR.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 75755-19

Актив

ная

1,3

3,4

Рег. № 34651-07

Рег. № 3344-04

Реак-

2,5

5,7

Фазы: А; B; С

Фазы: А; В; С

тивная

ЗТП №289 10 кВ,

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5

Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 75755-19

Актив

ная

1,0

3,2

5

РУ-0,4 кВ,

1000/5

-

1 СШ 0,4 кВ,

Рег. № 71031-18

Реак-

2, 1

5, 5

Ввод1 0,4 кВ

Фазы: А; B; С

тивная

ЗТП №289 10 кВ,

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5

Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 75755-19

Актив

ная

1,0

3,2

6

РУ-0,4 кВ,

2 СШ 0,4 кВ, Ввод2 0,4 кВ

1000/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; B; С

УСВ-3 Рег. №

Fujitsu

PRIMERGY

Реак

тивная

2, 1

5, 5

КТП №295

Т-0,66

ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11

64242-16

RX2510 M2

Актив-

10 кВ,

Кл.т. 0,5S

ная

1,0

3,3

7

РУ-0,4 кВ, СШ

400/5

-

0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ

Рег. № 52667-13 Фазы: А; B; С

Реак

тивная

2,1

5,6

8

КТП №294 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 300/5

Меркурий 236 ART-03 PQRS Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11

Актив

ная

1,0

3,2

0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ

Рег. № 71031-18 Фазы: А; B; С

Реак

тивная

2, 1

5, 5

ТП-856 10 кВ,

Т-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; B; С

ПСЧ-

Актив-

1,0

3,2

9

РУ-0,4 кВ,

4ТМ.05М.16

ная

1 СШ 0,4 кВ,

Кл.т. 0,5 S/1,0

Реак

тивная

2, 1

5, 5

Ввод 1 0,4 кВ

Рег. № 36355-07

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ТП-856 10 кВ,

Т-0,66 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; B; С

ПСЧ-

Актив-

1,0

3,2

10

РУ-0,4 кВ,

4ТМ.05М.16

ная

2 СШ 0,4 кВ,

Кл.т. 0,5 S/1,0

Реак

тивная

2, 1

5, 5

Ввод 2 0,4 кВ

Рег. № 36355-07

КТП ТЗ-940(п) 10 кВ, РУ-0,4 кВ, СШ 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5

Меркурий 230 ART-03

Актив

ная

1,0

3,2

11

400/5 Рег. № 71031-18

PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0

Реак-

2, 1

5, 5

Фазы: А; В; С

Рег. № 23345-07

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

тивная

12

ТП (2500 кВА)

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 200/5

НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5

Меркурий 234 ART-00 PR

Актив

ная

1,3

3,4

10 кВ, Ввод 10

Рег. № 25433-11 Фазы: А; С

10000/100

Кл.т. 0,5S/1,0

Реак-

2,5

5,7

кВ Т-1

Рег. № 20186-05

Рег. № 75755-19

Фазы: АВС

тивная

13

КРУН-10 кВ, ВЛ 10 кВ ТП О-3-553п

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 69606-17 Фазы: А; B; С

ЗхЗНОЛ-СЭЩ-

10

Кл.т. 0,2

Меркурий 234 ARTM-00 PB.G

Актив

ная

1,1

3,2

10000/100 Рег. № 71707-18

Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 48266-11

Реак-

2,2

5,6

Фазы: АВС

тивная

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы

±5 с

времени UTC(SU)

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 №№ 4, 7, 12 для тока 2 % от Ьом, для остальных ИК - для тока 5 % от Ьом; cos9 = 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 УСВ на аналогичное 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

13

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от №ом ток, % от !ном для ИК №№ 4, 7, 12 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 1 до 120 от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином ток, % от !ном для ИК №№ 4, 7, 12 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц

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

от 90 до 110

от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +35 от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа Меркурий 230:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типов Меркурий 234 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 48266-11), Меркурий 236: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:

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

150000

2

220000

2

165000

2

1

2

для счетчиков типа Меркурий 234 (регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде 75755-19):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

320000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков типа Меркурий 230:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

85

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков типов Меркурий 234, Меркурий 236:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

170

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

40

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 по электронной почте.

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.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков 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.

1

2

3

Трансформаторы тока измерительные

ТТЭ-100

3

Трансформаторы тока

ТШП-0,66М

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-ЭС-10

6

Трансформаторы тока

Т-0,66 М У3

6

Трансформаторы тока

Т-0,66

9

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

6

Трансформаторы тока

ТЛО-10

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-НТЗ-10

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

1

Трансформаторы напряжения измерительные

ЗНОЛ.06

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ- 10-95УХЛ2

1

Трансформаторы напряжения

3хЗНОЛ-СЭЩ-10

1

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

Меркурий 230

2

Счетчики электрической энергии статические

Меркурий 234

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

1

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 236

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

2

Устройства синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер

Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2

1

1

2

3

Методика поверки

МП ЭПР-313-2020

1

Паспорт-формуляр

33178186.411711.007.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «НЭК» (7 очередь)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (7 очередь)

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