Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РТ-ЭТ" для энергоснабжения АО "НПП Алмаз"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РТ-ЭТ» для энергоснабжения АО «НПП Алмаз» (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, программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», 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 сервере.

Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) с электронно-цифровой подписью ООО «РТ-ЭТ» 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 ИВК и счетчиков.

УСВ сравнивает собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

Сравнение шкалы времени сервера ИВК с УСВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов сервера ИВК производится независимо от величины расхождения.

Шкала времени счетчиков синхронизируется от шкалы времени сервера ИВК. Сравнение шкалы времени счетчиков и сервера ИВК происходит при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера ИВК более ±1 с (параметр программируемый).

Журналы событий счетчиков и сервера ИВК 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-ЭТ» для энергоснабжения АО «НПП Алмаз» нанесен на маркировочную табличку типографским способом в виде цифрового кода на корпусе сервера. Дополнительно заводской номер 333 указывается в формуляре.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПК приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

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

ТН

Счетчик

УСВ

Сервер

1

2

3

4

5

6

7

1

РП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 10

ТЛО-10 400/5

Кл.т. 0,5S Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С

НАЛИ-СЭЩ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 51621-12 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP ProLiant DL 360e Gen8

2

РП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 14

ТЛО-10 400/5

Кл.т. 0,5S Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С

НАЛИ-СЭЩ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег. № 51621-12 Фазы: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

3

ТП-1 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ ф.45 в сторону ВРУ-0,4 кВ АО НПЦ Алмаз-Фазотрон

ТТИ-40 400/5

Кл.т. 0,5S Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

4

ТП-6 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч.2, КЛ-0,4 кВ

ТШП-0,66 300/5

Кл.т. 0,5S Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

5

ТП-6 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч.6, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ ООО Ролекс

ТШП-0,66 300/5

Кл.т. 0,5S Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

П Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

6

ТП-2 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ШМА 0,4 кВ, Р-023, ШМА 0,4 кВ, в сторону ВРУ-0,4 кВ АО НПЦ Алмаз-Фазотрон

ТТЕ-30 300/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 73808-19 Фазы: А

ТТИ-30 300/5

Кл.т. 0,5S Рег. № 28139-12 Фазы: В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP ProLiant DL 360e Gen8

7

ТП-4 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч.13, КЛ-0,4 кВ ф.38

ТОП-0,66 200/5

Кл.т. 0,5S Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

8

ТП-4 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч.2, КЛ-0,4 кВ ф.6

ТОП-0,66 200/5

Кл.т. 0,5S Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

9

ТП-4 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч.8, КЛ-0,4 кВ ф.21

ТОП-0,66 200/5

Кл.т. 0,5S Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

10

ТП-4 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ШМ-1200 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ АО НПЦ Алмаз-Фазотрон

Т-0,66 200/5

Кл.т. 0,5S Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

П Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

11

ТП-4 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ШМ-1200 0,4 кВ, А3144, КЛ-0,4 кВ в сторону Корпус ЛУК ПР-3 0,4 кВ

ТШП-0,66 300/5

Кл.т. 0,5S Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

УСВ-3 Рег. № 64242-16

HP ProLiant DL 360e Gen8

12

ТП-4 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ШМ-1200 0,4 кВ, А3144, КЛ-0,4 кВ в сторону Корпус ЛУК ПР-2 0,4 кВ

ТШП-0,66 300/5

Кл.т. 0,5S Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.04

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

П р и м е ч а н и я

1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.

2 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 3 метрологических характеристик.

3 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденного типа.

4 Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

5 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.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИ

[С КУЭ

Номера ИК

Вид электроэнергии

Границы основной погрешности (±5), %

Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %

1, 2

Активная Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,8

3-12

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 силы тока 2 % от 1ном; cosф = 0,8инд.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

12

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином сила тока, % от 1ном коэффициент мощности cosф частота, Гц

температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 1 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

коэффициент мощности cosф

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 сервера, °С атмосферное давление, кПа

относительная влажность, %, не более

от 90 до 110

от 1 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 +30

от 80,0 до 106,7

98

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ:

коэффициент готовности, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера:

коэффициент готовности, не менее

среднее время восстановления работоспособности, ч

165000 2

0,95

24

0,99

1

Продолжение таблицы 4

1

2

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

45

сут, не менее

40

при отключении питания, лет, не менее

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 счетчиков:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени.

- журнал сервера:

параметрирования;

пропадания напряжения;

коррекции времени;

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.

Трансформаторы тока

ТЛО-10

3

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ-40

3

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ-30

2

Трансформаторы тока шинные

ТШП-0,66

12

Трансформаторы тока измерительные

ТТЕ-30

1

Трансформаторы тока опорные

ТОП-0,66

9

Трансформаторы тока

Т-0,66

3

Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы

НАЛИ-СЭЩ-10

2

Счетчики        электрической        энергии

многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

2

Счетчики        электрической        энергии

многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

10

Устройства синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер

HP ProLiant DL 360e Gen8

1

Методика поверки

_

1

Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.333.ПФ

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РТ-ЭТ» для энергоснабжения АО «НПП Алмаз», 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.

Развернуть полное описание