Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ППГХО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики) по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер опроса и сервер баз данных MS SQL (далее -сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО СО «ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
На первом уровне АИИС КУЭ 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 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы преобразователя интерфейсов RS485/Ethemet, далее по каналу связи Ethernet корпоративной сети поступает на сервер опроса АИИС КУЭ, передающему данные на хранение в сервер БД. Сервер опроса и сервер БД, расположенные в серверной ПАО «ППГХО», входят в состав ИВК, выполняют обработку измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты.
В качестве эталонного источника системного времени АИИС КУЭ используется тайм-сервер (сервер времени) ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) с погрешностью, не превышающей 10 мкс.
Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC(SU) не превышает 10 мс. Сличение часов NTP-сервера осуществляется с часами серверов опроса и БД АИИС КУЭ. Контроль показаний часов серверов осуществляется по запросу каждые 30 минут, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счетчика электроэнергии, отражается в его журнале событий.
Время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке, отражается в журнале событий сервера БД.
АИИС КУЭ имеет возможность взаимодействовать с системами автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности:
1. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске (Рег. № 68165-17) осуществляет взаимодествие с АИИС КУЭ посредством информационного обмена по электронной почте. Данные, полученные в xml формате от сервера системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске, импортируются в сервер БД.
Диспетчерское наименование присоединений, входящих в файл xml, формируемый системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии филиала АО «ОТЭК» в г. Краснокаменске (Рег. № 68165-17), передаваемый в АИИС КУЭ:
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2 сш 110 кВ, ВЛ-110-102;
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 1 сш 110 кВ, ВЛ-110-101;
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 1 сш 110 кВ, ВЛ-110-27;
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2 сш 110 кВ, ВЛ-110-26;
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 1 сш 110 кВ, ВЛ-110-107;
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 1 сек 2 сш 110 кВ, ВЛ-110-109;
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 1 сш 110 кВ, ВЛ-110-115;
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 2 сш 110 кВ, ВЛ-110-116;
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 2 сш 110 кВ, ВЛ-110-118;
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, 2 сек 1 сш 110 кВ, ВЛ-110-120;
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ОВ-1 110 кВ (ОМВ);
- Краснокаменская ТЭЦ, ОРУ-110 кВ, ОВ-2 110 кВ (ШОВ).
2. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ №14) АО «Читаэнерго» (Рег. № 33013-06) осуществляет взаимодествие с АИИС КУЭ посредством информационного обмена по электронной почте. Данные полученные в xml формате от сервера системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ №14) АО «Читаэнерго», импортируются в сервер БД.
Диспетчерское наименование присоединений, входящих в файл xml, формируемый системой автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ №14) АО «Читаэнерго» (Рег. № 33013-06), передаваемый в АИИС КУЭ:
- ВЛ-110-26;
- ВЛ-110-27.
Передача информации от АИИС КУЭ в ПАК АО «АТС» с электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ, а также в другие смежные субъекты ОРЭМ 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, обеспечивающее защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологические значимые модули приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационные наименования модулей ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| к Л е м о Н | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1.13 | ПС «Уртуй» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 2, ввод 6 кВ Т-1 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5 S 800/5 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1.14 | ПС «Уртуй» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, яч. 17, ввод 6 кВ Т-2 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл. т. 0,5 S 800/5 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1.15 | ПС «Уртуй» 110/6 кВ, ПСН-0,23 кВ, ввод 0,23 кВ ТСН-2 | ТОП-0,66 У3 Кл. т. 0,5 100/5 | - | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,6 |
| 2.1 | ПС-ЦРП 220/110/10 кВ, ввод 220 кВ АТ-1 от ВЛ 220 кВ Шерловогорская - ЦРП ППГХО (ВЛ-237) | ТВГ-220 Кл. т. 0,2 600/5 | НКФ-220-58У1 Кл. т. 0,5 220000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,7 |
| 2.2 | ПС-ЦРП 220/110/10 кВ, ввод 220 кВ АТ-2 от ВЛ 220 кВ Шерловогорская - ЦРП ППГХО (ВЛ-237) | ТВГ-220 Кл. т. 0,2 600/5 | НКФ-220-58У1 Кл. т. 0,5 220000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1.13, 1.14, 1.15, 2.1, 2.2 от 0 до плюс 40 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 5 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от U^ - ток, % от ^ом - частота, Гц - коэффициент мощности cosj - температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от U^ - ток, % от ^ом - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, С - температура окружающей среды в месте расположения сервера БД, С | от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +70 от -40 до +65 от +10 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - для счетчика СЭТ-4ТM.03M (Рег. № 36697-08) - для счетчика СЭТ-4ТM.03M (Рег. № 36697-12) - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000 165000 2 70000 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | 114 |
| направлениях, сутки, не менее | 40 |
| - при отключении питания, лет, не менее | |
| Сервер БД: | |
| - 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;
- информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
-счетчика;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «11111 ХО» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10-21 | 32139-06 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 У3 | 15174-06 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВГ-220 | 39246-08 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 20186-05 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-220-58У1 | 1382-60 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 36697-08 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТM.03M | 36697-12 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-142-2017 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | 77148049.422222.131 ПС | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-142-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ППГХО». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 31 июля 2017 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТM.03M - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «11111ХО», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ППГХО»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ППГХО"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ППГХО"")
68430-17: Методика поверки МП 206.1-142-2017Скачать9.5 Мб