Назначение
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НГЭС» (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 устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации времени (УСВ) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированное рабочее место (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 соответствующий GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM - на УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Измерительная информация от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает на сервер, 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 установленного формата 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера, УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов УСПД с УСВ осуществляется в автоматическом режиме не чаще одного раз в час, корректировка часов УСПД производится при расхождении с УСВ на ±1 с. Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи, корректировка часов сервера производится при расхождении с часами УСПД на ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на ±3 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или значения 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 - «средний» 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 |
| | | | | | | | | Вид | Границы | Границы |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | УСВ | 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 | 11 |
| | ПС 110 кВ Бу-нарская, КРУ-6кВ, 1 СШ 6кВ, яч. №9, КЛ-6кВ ф.№9 | ТОЛЮ Кл.т. 0,5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 | | | | Ак тивная | 1,0 | 2,9 |
| 1 | 1000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2 S/0,5 | | | | | | |
| | Рег. № 7069-79 | Рег. № 11094-87 | Рег. № 27524-04 | | | | Реак- | 2,0 | 4,5 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Бу-нарская, КРУ-6кВ, 1 СШ 6кВ, яч. №13, КЛ-6кВ ф.№13 | ТОЛ10 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 | | | | Ак тивная | 1,0 | 2,9 |
| 2 | 1000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2 S/0,5 | | | | | | |
| | Рег. № 7069-79 Фазы: А; С | Рег. № 11094-87 Фазы: АВС | Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 | ИСС-1.1 | DEPO | Реак тивная | 2,0 | 4,5 |
| | | | | Рег. № 17049-04 | Рег. № 71235-18 | Storm 1400Q1 | | | |
| | ПС 110 кВ Бу-нарская, КРУ-6кВ, 1 СШ 6кВ, яч. №17, КЛ-6кВ ф.№17 | ТОЛ10 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 | Ак тивная | 1,0 | 2,9 |
| 3 | 1000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2 S/0,5 | | | | | | |
| | Рег. № 7069-79 | Рег. № 11094-87 | Рег. № 27524-04 | | | | Реак- | 2,0 | 4,5 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Бу-нарская, КРУ-6кВ, 1 СШ 6кВ, яч. №23, КЛ-6кВ ф.№23 | ТОЛ10-1 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 | | | | Ак тивная | 1,0 | 2,9 |
| 4 | 100/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2 S/0,5 | | | | | | |
| | Рег. № 15128-96 | Рег. № 11094-87 | Рег. № 27524-04 | | | | Реак- | 2,0 | 4,5 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| | ПС 110 кВ Бу-нарская, КРУ-6кВ, 2 СШ 6кВ, яч. №6, КЛ-6кВ ф.№6 | ТОЛ10 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 | | | | Ак тивная | 1,0 | 2,9 |
| 5 | 1000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2 S/0,5 | | | | | | |
| | Рег. № 7069-79 | Рег. № 11094-87 | Рег. № 27524-04 | | | | Реак- | 2,0 | 4,5 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Бу-нарская, КРУ-6кВ, 2 СШ 6кВ, яч. №10, КЛ-6кВ ф.№10 | ТОЛ10 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 | | | | Ак тивная | 1,0 | 2,9 |
| 6 | 1000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2 S/0,5 | | | | | | |
| | Рег. № 7069-79 | Рег. № 11094-87 | Рег. № 27524-04 | | | | Реак- | 2,0 | 4,5 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Бу-нарская, КРУ-6кВ, 2 СШ 6кВ, яч. №24, КЛ-6кВ ф.№24 | ТОЛЮ-I Кл.т. 0,5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 | ИСС-1.1 | DEPO | Ак тивная | 1,0 | 2,9 |
| 7 | 100/5 | 6000/100 | Рег. № | Рег. № | Storm | | | |
| | Рег. № 15128-96 | Рег. № 11094-87 | 17049-04 | 71235-18 | 1400Q1 | Реак- | 2,0 | 4,5 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Бу-нарская, КРУ-6кВ, 2 СШ 6кВ, яч. №18, КЛ-6кВ ф.№18 | ТОЛ10 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 | | | | Ак тивная | 1,0 | 2,9 |
| 8 | 1000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2 S/0,5 | | | | | | |
| | Рег. № 7069-79 | Рег. № 11094-87 | Рег. № 27524-04 | | | | Реак- | 2,0 | 4,5 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ Бу-нарская, КРУ-6 кВ, 2 СШ 6кВ, яч. № 4, КЛ-6кВ ф.№4 | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 S | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | | | | Ак тивная | 1,1 | 3,3 |
| 9 | 200/5 | 6000/100 | | | | | | |
| | Рег. № 47959-16 | Рег. № 11094-87 | | | | Реак- | 2,2 | 5,6 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| | ПС 110 кВ Бу-нарская, КРУ-6кВ, 3 СШ 6кВ, яч. №45, КЛ-6кВ ф.№45 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03 | | | | Ак тивная | 1,0 | 2,9 |
| 10 | 1000/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2 S/0,5 | | | | | | |
| | Рег. № 7069-79 | Рег. № 11094-87 | Рег. № 27524-04 | | | | Реак- | 2,0 | 4,5 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| 11 | ПС 110 кВ Бу-нарская, КРУ-6кВ, 4 СШ 6кВ, яч. №40, КЛ-6кВ ф.№40 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1000/5 | ЗН0Л-06 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/0,5 | | | | Ак тивная | 1,1 | 3,0 |
| | Рег. № 7069-79 | Рег. № 3344-72 | Рег. № 27524-04 | | | | Реак- | 2,3 | 4,6 |
| | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | | | тивная | | |
| | | ТЛК10-5 | ЗН0Л.06 | | | | | Ак- | | |
| 12 | РП -23 6кВ, РУ-6кВ, яч. №8 | Кл.т. 0,5 600/5 | Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2 S/0,5 | | | | тивная | 1,1 | 3,0 |
| | Рег. № 9143-01 Фазы: А; С | Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С | Рег. № 36697-08 | | | | Реак тивная | 2,3 | 4,7 |
| 13 | РП -23 6кВ, РУ-6кВ, яч. №16 | ТЛК10-5 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 9143-01 Фазы: А; С | ЗН0Л.06 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 | ИСС-1.1 Рег. № 71235-18 | DEPO Storm 1400Q1 | Ак тивная Реак тивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| | | Т0П-0,66 | | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-08 | | | | Ак- | | |
| 14 | РП -23 6кВ, Ввод 0,4кВ ТСН-1 | Кл.т. 0,5 S 100/5 Рег. № 15174-06 Фазы: А; В; С | — | | | | тивная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,6 |
| | | Т0П-0,66 | | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-08 | | | | Ак- | | |
| 15 | РП -23 6кВ, Ввод 0,4кВ ТСН-2 | Кл.т. 0,5 S 100/5 Рег. № 15174-06 Фазы: А; В; С | — | | | | тивная Реак тивная | 0,9 1,9 | 2,9 4,6 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(sU) | ±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 №№ 9, 14, 15 указана для тока 2 % от W для остальных ИК - для тока 5 % от ^ом; 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 УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов, 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 №ом ток, % от !ном для ИК №№ 9, 14, 15 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 +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от !ном для ИК №№ 9, 14, 15 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф 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 и 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 -30 до +35 от 0 до +25 от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ -4ТМ.03: среднее время наработки на отказ, ч среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа СЭТ -4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ, ч среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД: среднее время наработки на отказ, ч среднее время восстановления работоспособности, ч | 90000 2 140000 2 75000 24 |
| 1 | 2 |
| для УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч | 125000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| 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;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика 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 | ТОЛ 10 | 16 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10-I | 4 |
| Трансформаторы тока | ТЛК10-5 | 4 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОП-0,66 | 6 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОЛ-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-06 | 3 |
| Трансформаторы напряжения измерительные | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 11 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| Устройства сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Устройства синхронизации времени | ИСС-1.1 | 1 |
| Сервер | DEPO Storm 1400Q1 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-271-2020 | 1 |
| Формуляр | ПБКМ.421452.003.НГЭС ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-271-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НГЭС». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 05.08.2020 г. Основные средства поверки:
- в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
- 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 ООО «НГЭС», 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 «НГЭС»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
79875-20: Методика поверки МП ЭПР-271-2020Скачать11.1 Мб