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
82687-21: Методика поверки МП ЭПР-372-2021Скачать11.7 Мб