Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ШУ "Садкинское"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ШУ «Садкинское» (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 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) и 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) «АльфаТЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются 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 модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS 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 осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.

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 УCВ осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с УCВ более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении на ±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.

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 50.2.077-2014. 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 15.07.03

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

MD5

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

Наименование точки измере-

Сервер

Вид

электри

ческой

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %

ИК

ний

ТТ

ТН

Счетчик

УСВ

энергии

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС 110 кВ Сад-кинская, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 23

ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1500/5

ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

Актив

ная

1,3

3,3

Рег. № 7069-79 Фазы: А; С

Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2,5

5,6

2

ПС 110 кВ Сад-кинская, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 49

ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1500/5

ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

Актив

ная

1,3

3,3

Рег. № 7069-79 Фазы: А; С

Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Team

Server

R2000WT

Реак

тивная

2,5

5,6

3

ПС 110 кВ Сад-кинская, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. 18

ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1500/5

ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

Актив

ная

1,3

3,3

Рег. № 7069-79 Фазы: А; С

Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2, 5

5, 6

4

ПС 110 кВ Сад-кинская, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. 38

ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1500/5

ЗНОЛ.06-6 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

ПСЧ-4ТМ.05М.12 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

Актив

ная

1,3

3,3

Рег. № 7069-79 Фазы: А; С

Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2, 5

5, 6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

5

ПС 110 кВ Сад-кинская, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 11

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 100/5

ЗН0Л.06-6 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-08

Актив

ная

1,3

3,3

Рег. № 47958-16 Фазы: А; С

Рег. № 3344-72 Фазы: А; В; С

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Team

Server

R2000WT

Реак

тивная

2, 5

5, 6

КТП № 1 6 кВ,

Т-0,66 М УЗ/II Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07

Актив

ная

1,0

3,2

6

РУ-0,4 кВ, 1 СШ

200/5

-

0,4 кВ, яч. 4

Рег. № 50733-12 Фазы: А; В; С

Реак

тивная

2,1

5,5

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 указана для тока 5 % от 1ном; соБф = 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.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

6

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от №ом ток, % от !ном коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105 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 1ном 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 сервера, °С

от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от +5 до +35 от +5 до +35 от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

140 000 2

45 000 2

50 000 1

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

113

40

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 К

У

Э

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

Трансформаторы тока

ТОЛ 10

8

Трансформаторы тока проходные

ТПЛ-10-М

2

Трансформаторы тока

Т-0,66 М УЗ/II

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06-6

12

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

5

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.02М

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер

Team Server R2000WT

1

Методика поверки

МП ЭПР-372-2021

1

Формуляр-паспорт

03.2021.ШУ_Садкинское-АУ. ФО-ПС

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ «ШУ «Садкинское», 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) «ШУ «Садкинское»

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