Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "СберЭнерго" в части электроснабжения ООО "Нальчикский молочный комбинат"
- ООО "ЭСО-96", г. Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:89121-23
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СберЭнерго» в части электроснабжения ООО «Нальчикский молочный комбинат» (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 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 обеспечением (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 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 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 производится по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов 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 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 при расхождении показаний с УСВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера 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.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ ООО «СберЭнерго» в части электроснабжения ООО «Нальчикский молочный комбинат» наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 291 указывается в формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.0772014.
Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | 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.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | РП-6 кВ № 26, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ Ф-618 | ТЛК-СТ Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 5872014 Фазы: А; С | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 4758311 Фазы: А; В; С | Меркурий 234 ARTM2-00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 7575519 | УССВ-2 Рег. № 5407413 | Сервер, совместимый с платформой х86-х64 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 2 | РП-6 кВ № 26, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, 2КЛ-6 кВ Ф-68 | ТЛК-СТ Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 5872014 Фазы: А; С | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 4758311 Фазы: А; В; С | Меркурий 234 ARTM2-00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 7575519 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 | ||
| 3 | РП-6 кВ № 26, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ в сторону ТП № 639 | ТЛК-СТ Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 5872014 Фазы: А; С | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 4758311 Фазы: А; В; С | Меркурий 234 ARTM2-00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 7575519 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 | ||
| 4 | ТП-6 кВ № 22, РУ-6 кВ, с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ в сторону ТП № 127 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 6960617 Фазы: А; С | ЗНОЛП-НТЗ Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 Рег. № 6960417 Фазы: А; В; С | Меркурий 234 ARTM2-00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 7575519 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,4 5,7 | ||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 5 | ТП-6 кВ № 22, РУ-6 кВ, с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ в сторону ТП № 22А | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S 150/5 | ЗНОЛП-НТЗ Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 | Меркурий 234 ARTM2-00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | Активная | 1,3 | 3,4 | ||
| Рег. № 69606-17 Фазы: А; С | Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С | Реактивная | 2,5 | 5,7 | |||||
| 6 | ТП-6 кВ № 744, РУ-6 кВ, с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ в сторону РП № 12 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S 300/5 | ЗНОЛП-НТЗ Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 | Меркурий 234 ARTM2-00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | Активная | 1,3 | 3,4 | ||
| Рег. № 69606-17 Фазы: А; С | Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С | УССВ-2 Рег. № 54074-13 | Сервер, совместимый с | Реактивная | 2,5 | 5,7 | |||
| 7 | ТП-6 кВ № 773, РУ-6 кВ, с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ в сторону РП № 12 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S 300/5 | ЗНОЛП-НТЗ Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 | Меркурий 234 ARTM2-00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | платформой х86-х64 | Активная | 1,3 | 3,4 | |
| Рег. № 69606-17 Фазы: А; С | Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С | Реактивная | 2,5 | 5,7 | |||||
| 8 | ТП-6 кВ № 110, РУ-6 кВ, с.ш. 6 кВ, КЛ-6 кВ в сторону ТП № 559 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S 300/5 | ЗНОЛП-НТЗ Кл.т. 0,5 6000/^3/100/^3 | Меркурий 234 ARTM2-00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | Активная | 1,3 | 3,4 | ||
| Рег. № 69606-17 Фазы: А; С | Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С | Реактивная | 2,5 | 5,7 | |||||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС времени UTC(SU) | КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы | ±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 указана для ИК №№ 1 - 3 для силы тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для силы тока 2 % от 1ном; cos ф = 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 | 8 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| сила тока, % от 1ном | |
| для ИК №№ 1 - 3 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| сила тока, % от 1ном | |
| для ИК №№ 1 - 3 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С | от -25 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от 0 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 320000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 74500 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 170 5 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
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 | ТЛК-СТ | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ | 10 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-НТЗ | 12 |
| Счетчики электрической энергии статические | Меркурий 234 | 8 |
| Устройства синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Сервер | Сервер, совместимый с платформой х86-х64 | 1 |
| Формуляр | ЭНСТ.411711.291.ФО | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «СберЭнерго» в части электроснабжения ООО «Нальчикский молочный комбинат», 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.