Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТ-Энерго" для энергоснабжения АО "ННПО имени М.В. Фрунзе"
- ООО "ЭСО-96", г. Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:95489-25
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения АО «ННПО имени М.В. Фрунзе» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, 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 состоит из двух уровней:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), 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 сервер, программный комплекс (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы, которые по вторичным измерительным цепям поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с. активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;
- средняя на интервале времени 30 мин. активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется формирование, хранение поступающей информации и оформление отчетных документов.
Обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН) происходит автоматически в счетчиках, либо на сервере.
Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) с электронно-цифровой подписью ООО «РТ-Энерго» в виде макетов XML формата 80020, 80040, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером или АРМ энергосбытовой организации по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
Сервер также обеспечивает сбор/передачу данных по электронной почте Internet (E-mail) при взаимодействии с зарегистрированными в Федеральном информационном фонде АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ в виде макетов XML формата 80020, 80040, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени с допускаемой погрешностью, не более указанной в таблице 3. СОЕВ включает в себя УСВ, шкалы времени сервера и счетчиков.
УСВ сравнивает собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
Сравнение шкалы времени сервера с УСВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения.
Шкала времени счетчиков синхронизируется от шкалы времени сервера. Сравнение шкалы времени счетчиков и сервера происходит при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более ±1 с (параметр программируемый).
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.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Заводской номер АИИС КУЭ ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения АО «ННПО имени М.В. Фрунзе» нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода на корпусе сервера ИВК. Дополнительно заводской номер 100 указывается в формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПК от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПК приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
| 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
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | тт | TH | Счетчик | Сервер/УСВ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ Мыза, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ6 кВ, ф. 601 | ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 1261-02 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12 | Dell ЕМС PowerEdge R640 УСВ-3 Per. № 64242-16 |
| 2 | ПС 110 кВ Мыза, ЗРУ-6 кВ, 1 СП! 6 кВ, ф. 612 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 1261-59 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12 | |
| 3 | ПС 110 кВ Мыза, ЗРУ-6 кВ, 2 СП! 6 кВ, ф. 617 | ТПОЛ 10 Кл.т. 0,5 1000/5 Per. № 1261-02 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12 | |
| 4 | ПС 110 кВ Мыза, КРУН-6 кВ, 3 СП! 6 кВ, ф. 631 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 800/5 Per. № 2473-69 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. №2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,28/0,5 Per. № 36697-12 | |
| 5 | КТП-8 6 кВ, СП! 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ 13-1-2 0,4 кВ | ТТИ-60 Кл.т. 0,5 600/5 Per. №28139-07 Фазы: А; В; С | — | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 6 | КТП-7 6 кВ, СП! 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ 13-1-2 0,4 кВ | ТТИ-60 Кл.т. 0,5 600/5 Per. №28139-07 Фазы: А; В; С | — | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 36697-08 | Dell EMC PowerEdge R640 УСВ-3 Per. № 64242-16 |
| 7 | ТП-3 6 кВ Корпус 4, РУ-6 кВ, 1 СП! 6 кВ, яч. 11 | ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 1261-59 Фазы: А; С | НТМК-6-48 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 323-49 Фазы: АВС | ТЕ3000.03 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 77036-19 | |
| 8 | ТП-3 6 кВ Корпус 4, РУ-6 кВ, 2 СП! 6 кВ, яч. 12 | ТПОЛ-Ю Кл.т. 0,5 600/5 Per. № 1261-59 Фазы: А; С | НТМК-6-48 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 323-49 Фазы: АВС | ТЕЗООО.ОЗ Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 77036-19 | |
| 9 | ТП-2 6 кВ Квазар, РУ-0,4кВ, 1 СП! 0,4 кВ, ф. 13 | ТТЕ-Р 88 Кл.т. 0,5 800/5 Per. №73622-18 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 64450-16 | |
| 10 | ТП-2 6 кВ Квазар, РУ-0,4кВ, 2 СП! 0,4 кВ, ф. 14 | ТТЕ-Р 88 Кл.т. 0,5 800/5 Per. №73622-18 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 64450-16 | |
| И | ВРУ-0,4 кВ ООО ВВИК, ввод 0,4 кВ | Т-0,66 УЗ Кл.т. 0,5S 100/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTM-03 PB.G Кл.т. 0,5S/l,0 Per. №48266-11 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12 | КТП-5 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СП! 0,4 кВ, РЩ-0,4 кВ | Т-0,66 М УЗ Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 36382-07 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 | Dell EMC PowerEdge R640 УСВ-3 Per. № 64242-16 |
| 13 | ЦРП 6 кВ Кварц, РУ-бкВ, 1 СП! 6 кВ, яч. 5 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 2363-68 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 831-53 Фазы: АВС | ТЕЗООО.ОЗ Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 77036-19 | |
| 14 | ЦРП 6 кВ Кварц, РУ-бкВ, 2 СП! 6 кВ, яч. 8 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Per. № 2363-68 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 831-53 Фазы: АВС | ТЕЗООО.ОЗ Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 77036-19 | |
| 15 | ЦРП 6 кВ Кварц, РУ-бкВ, 1 СП! 6 кВ, яч. 17 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 2363-68 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 831-53 Фазы: АВС | ТЕЗООО.ОЗ Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 77036-19 | |
| 16 | ЦРП 6 кВ Кварц, РУ-бкВ, 2 СП! 6 кВ, яч. 18 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Per. № 2363-68 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Per. № 831-53 Фазы: АВС | ТЕЗООО.ОЗ Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 77036-19 | |
| 17 | РУ-0,4 кВ нежилого помещения, ЩЭ №1 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | — | — | Меркурий 230 ART-02 PQRSIN Кл.т. 1,0/2,0 Per. № 23345-07 |
Продолжение таблицы 2____________________________________________________________________________________________________
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 18 | РУ-0,4 кВ нежилого помещения, ЩЭ №2 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | — | — | Меркурий 230 ART-01 PQRSIN Кл.т. 1,0/2,0 Per. № 23345-07 | Dell EMC PowerEdge R640 УСВ-3 Per. № 64242-16 |
| 19 | РУ-0,4 кВ нежилого помещения, ЩЭ №3 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | — | — | Меркурий 230 ART-01 PQRSIN Кл.т. 1,0/2,0 Per. № 23345-07 | |
| 20 | РУ-0,4 кВ нежилого помещения, ЩЭ №4 0,4, ввод 0,4 кВ | — | — | Меркурий 230 ART-01 PQRSIN Кл.т. 1,0/2,0 Per. № 23345-07 | |
| 21 | ТП-2 6 кВ Кварц, РУ-0,4 кВ, 2 СП! 0,4 кВ ф. 18 | ТТЕ-А Кл.т. 0,5 300/5 Per. № 73808-19 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 50460-18 | |
| Примечания 1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. 2 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 3 Допускается замена У СВ на аналогичное утвержденного типа. 4 Допускается замена сервера ИВК без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1-4 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,8 |
| 7, 8, 13-16 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 5, 6, 9, 10, 12 21 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,6 |
| 17-20 | Активная Реактивная | 1,0 2,0 | 3,4 6,4 |
| 11 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,7 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±Д), с | 5 | ||
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности P = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для ИК № 11 для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 21 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном для ИК № 11 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Г ц 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 сила тока, % от 1ном для ИК № 11 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Г ц температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера ИВК, °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 -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа Меркурий 234, ТЕ3000: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12), ПСЧ-4ТМ.05МК: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчика типа Меркурий 230: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 150000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): 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 | 24 |
| для сервера ИВК: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М, ПСЧ-4ТМ.05МК, ТЕ3000: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| для счетчиков типов Меркурий 234: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 170 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для счетчиков типа Меркурий 230: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 85 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для сервера ИВК: 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 счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
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:
счетчиков 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
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ 10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 8 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 М У3 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-60 | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТТЕ-А | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные разъемные | ТТЕ-Р 88 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 2 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения измерительные, трехфазные, двухобмоточные, с масляным заполнением, стационарные, с номинальным напряжением 6000 и 3000 В | НТМК-6-48 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные - измерители ПКЭ | ТЕ3000 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 4 |
| Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 234 | 1 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 4 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер ИВК | Dell EMC PowerEdge R640 | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
| Формуляр | 68072726.411711.100.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РТ-Энерго» для энергоснабжения АО «ННПО имени М.В. Фрунзе», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
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.