Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» АО «ХайдельбергЦемент Волга» (далее по тексту
- АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. Количество измерительных каналов 10.
Измерительные каналы состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные 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 каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (УССВ), сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) КТС «Энергия+».
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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485
поступает на входы двух модулей интерфейсов групповых (МИГ), далее по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на входы GPRS-модема, и по основному каналу GPRS связи данные поступают в ИВК. При отказе основного канала связи цифровой сигнал с выходов МИГ по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на входы GSM-модема, и по резервному каналу GSM связи данные поступают в ИВК.
На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Саратовское 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.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника точного времени типа УСВ-Г, часы сервера БД и счетчиков. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и сервера БД на ±60 мс. Сервер БД осуществляет синхронизацию времени счетчиков. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера БД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера БД ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО КТС «Энергия+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблицах 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО КТС «Энергия+»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Ядро: Энергия + (файл kernel6.exe) | Запись в БД: Энергия + (файл Writer.exe) | Сервер устройств: Энергия + (файл IcServ.exe) |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже v. 6.6 |
| Цифровой идентификатор ПО | E08AA8B6AC1A19CC FDC84EA5CDA1BFEE | D076EE4C555DEF369 A1E85C4F7BD3168 | 18CA83DCDF 4F0E529 D4EDA2746072877 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | Сервер/ УССВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ПС 35/6 кВ Коммунар, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.2 | A C | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 | A B C | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-69 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | |
| 2 | ПС 35/6 кВ Коммунар, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.10 | A C | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 | A B C | НТМК- 6У4 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 323-49 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | |
| 3 | ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.6 | A C | ТПОЛ -10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 1261-08 | A B C | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | КТС «Энергия+» Рег.№ 21001-11 УСВ-Г Рег.№ 61380-15 |
| 4 | ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.3 | A C | ТПОЛ -10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 1261-08 | A B C | НТМИ-6(1) Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 |
| 5 | ПС 35/6 кВ «АЦИ» ТСН-1,2 | A B C | Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 22656-07 | A B C | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | |
| 6 | ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.19 | A C | ТПЛ Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 47958-11 | A B C | НТМИ-6(1) Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 7 | ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.11 | A C | ТПЛ Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 47958-11 | A B C | НТМИ-6(1) Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 | КТС «Энергия+» Рег.№ 21001-11 УСВ-Г Рег.№ 61380-15 |
| 8 | ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.23 | A C | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1261-08 | A B C | НТМИ-6(1) Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 |
| 9 | ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.21 | A C | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1261-08 | A B C | НТМИ-6(1) Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 |
| 10 | ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.27 | A C | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1261-08 | A B C | НТМИ-6(1) Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717 |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН, 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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 4 (1) Указанные трансформаторы напряжения подключены к шести счетчикам измерительных каналов №№ 4, 6-10. |
| Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИ | ИС КУЭ |
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1-4, 6-10 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 2,9 4,7 |
| 5 | Активная Реактивная | 0,9 1,9 | 2,8 4,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 10 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 98 до 102 |
| ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном для ИИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности: | |
| cos9 | 0,5 до 1,0 |
| sin9 | от 0,5 до 0,87 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, °С | от +5 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ-Г: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| ИВК КТС «Энергия+» (регистрационный номер в Федеральном | |
| информационном фонде 21001-11): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 1900 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 114 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика;
испытательной коробки; сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой
подписи);
установка пароля на счетчик; установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 10 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ | 4 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМК-6У4 | 1 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 9 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-Г | 1 |
| Сервер | КТС «Энергия+» | 1 |
| ПО | КТС «Энергия+» | 1 |
| Формуляр-паспорт | 69-19-С-ФО | 1 |
| Методика поверки | МП КЦСМ-178-2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП КЦСМ-178-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «НЭСК» АО «ХайдельбергЦемент Волга». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 11.10.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»; и/или по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу: ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- УСВ-Г - по документу НЕКМ.426489.037 МП «Инструкция. Устройства синхронизации времени по сигналам ГНСС ГЛОНАСС/GPS УСВ-Г. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2015 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04).
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 «НЭСК» АО «ХайдельбергЦемент Волга»», аттестованном ООО «Альфа-Энерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311785 от 15.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
77060-19: Методика поверки МП КЦСМ-178-2019Скачать1.3 Мб