Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "САНЕКО"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 3

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «САНЕКО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ:

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленных на присоединениях, указанные в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Альфа-Центр», автоматизированные рабочие места операторов АИИС КУЭ, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности (КО) и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности; вычисленные мгновенные значения усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:

-    активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;

-    средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.

Сервер при помощи ПО «АльфаЦентр» автоматически с периодичностью один раз в 30 минут и/или по запросу опрашивает счетчики и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.

Обмен информацией между счетчиками и сервером происходит по GPRS. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков производится в автономном режиме с использованием переносного компьютера (ноутбука) через опто-порт счетчиков.

Для ИК № 9 данные о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии 1 раз в сутки поступают от системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Южная регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (далее - рег. №) 64730-16 в ИВК АИИС КУЭ в заданном формате по электронной почте.

На уровне ИВК выполняется формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML), передача КО, смежным субъектам ОРЭМ и в региональные подразделения АО «СО ЕЭС» по электронной почте подписанных, при необходимости, электронной подписью XML-макетов. Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах.

Единое время в АИИС КУЭ поддерживается системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы сервера ИВК АИИС КУЭ и счетчиков. Шкала времени в СОЕВ формируется при помощи сервера времени Государственной службы времени, частоты и определения параметров вращения Земли (ГСВЧ) - NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ». NTP-сервер синхронизации шкалы времени ФГУП «ВНИИФТРИ» посредством сети Internet передает информацию о календарной дате и московском времени на основании шкалы UTC (SU). Синхронизация часов ИВК АИИС КУЭ осуществляется каждые 30 мин, коррекция осуществляется раз в 12 ч при расхождении показаний часов NTP-сервера с показаниями часов ИВК АИИС КУЭ более, чем на 1 секунду. Сравнение показаний часов счетчиков и времени часов ИВК АИИС КУЭ происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки; коррекция осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и показаний часов сервера опроса и баз данных на величину более чем ± 1 с.

Синхронизация измерительных компонентов ИК № 9 происходит по СОЕВ системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220 кВ Южная.

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.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014.

Идентификационные данные ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Метрологически значимая часть ПО

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

ИКр

е

S

о

К

Наименование объекта учета

Состав ИК

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

Г раницы интервала основной относительной погрешности, (±5), %

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

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 35кВ Купи-но, КРУН-6кВ, сш 6кВ, ВЛ-6кВ ф.3

тип

ТЛМ-10-2

тип

НАМИТ-10

тип

СЭТ-

4ТМ.03М.01

HP DL380e Gen8

Активная

Реактив

ная

1,3

2,1

3,2

5,4

Коэф.тр

400/5

Ко

эф.тр

6000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5S/1

Рег. №

2473-69

Рег. №

16687-07

Рег. №

36697-17

2

ПС 35кВ Купи-но, КРУН-10кВ, 2сш, яч.12, КВЛ-10кВ ф.12

тип

ТЛК-10-5

тип

НАМИ-10

тип

СЭТ-

4ТМ.03М.01

Активная

Реактив

ная

1,2

1,9

3,2

5,4

Коэф.тр

200/5

Ко

эф.тр

10000/100

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

0,2

Кл.т.

0,5S/1

Рег. №

9143-06

Рег. №

11094-87

Рег. №

36697-17

1

2

3

4

5

6

7

8

9

3

ТП 1607/400 10/0,4кВ, РУ-

тип

Т-0,66 У3

тип

тип

СЭТ-

4ТМ.03М.08

Активная

0,4кВ, ввод

Коэф.тр

400/5

Коэф.тр

-

Реактивная

0,4кВ тр-ра Т-1

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

52667-13

Рег. №

Рег. №

36697-17

1,0

2,9

4

ТП-510/250 10/0,4кВ, РУ-

тип

Т-0,66 У3

тип

тип

СЭТ-

4ТМ.03М.08

Активная

1,5

4,8

0,4кВ, ввод

Коэф.тр

300/5

Коэф.тр

HP DL380e Gen8

Реактивная

0,4кВ тр-ра Т-1

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

52667-13

Рег. №

Рег. №

36697-17

5

ВЛ-10кВ Ф.5 ПС 110кВ Поля-

тип

ТОЛ-

СЭЩ-10-

11

тип

НАМИТ-10-2

тип

СЭТ-4ТМ.03М

ково, оп. 513/1, ПКУ-10кВ

Коэф.тр

50/5

Коэф.тр

10000/100

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

51623-12

Рег. №

16687-07

Рег. №

36697-17

Активная

1,2

3,0

6

ВЛ-10кВ Ф.5 ПС 35 кВ Пензи-

тип

Т0Л-10-[-2

тип

ЗН0Л.06-10

тип

СЭТ-4ТМ.03М

Реактивная

1,8

4,9

но, оп. 521/1,

Коэф.тр

50/5

Коэф.тр

10000/V3/100/V3

ПКУ-10 кВ

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

47959-16

Рег. №

46738-11

Рег. №

36697-17

1

2

3

4

5

6

7

8

9

7

ПС 110кВ По-ляково, КРУН-10кВ, СШ 10кВ, яч.1, ф.3

тип

ТОЛ-

СЭЩ-10-

21

тип

НАМИ-10

тип

СЭТ-

4ТМ.03М.01

HP DL380e Gen8

Активная

Реактивная

1,2

1,9

3,2

5,4

Коэф.тр

300/5

Коэф.тр

10000/100

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

0,2

Кл.т.

0,5S/1,0

Рег. №

32139-06

Рег. №

11094-87

Рег. №

36697-17

8

ВЛ-10кВ Ф.5 ПС 110кВ Поля-ково, оп. 512/2, ПКУ-10кВ

тип

ТОЛ-10-[-2

тип

ЗНОЛ.06-10

тип

СЭТ-4ТМ.03М

Активная

Реактивная

1,2

1,8

3,0

4,9

Коэф.тр

30/5

Коэф.тр

10000/V3/100/V3

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

15128-07

Рег. №

3344-08

Рег. №

36697-17

9

ПС 220/10кВ Южная, КРУН-10кВ, 2 С 10кВ, Ф-16

тип

ТЛМ-10

тип

НТМИ-10-95

тип

ZMD402CT41. 0467 S2

Активная

Реактивная

1,2

1,8

3,0

4,6

Коэф.тр

300/5

Коэф.тр

10000/100

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

2473-05

Рег. №

20186-00

Рег. №

22422-07

10

ВЛ-10кВ Ф.8 ПС 35кВ Полевая, оп. 823/1, ПКУ-10кВ

тип

-

0

12

--

О9

Т

тип

НОЛ.08-10

тип

СЭТ-4ТМ.03М

Активная

Реактивная

1,2

1,8

3,0

4,9

Коэф.тр

50/5

Коэф.тр

10000/100

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

47959-16

Рег. №

66629-17

Рег. №

36697-17

1

2

3

4

5

6

7

8

9

тип

ТЛК-СТ-

10-15(1)

тип

ЗНОЛП-СВЭЛ-

10

тип

СЭТ-4ТМ.03М

11

ВЛ-10кВ Ф.7 ПС 35 кВ Поле

Коэф.тр

30/5

Коэф.тр

10000/V3/100/V3

Активная

1,2

3,0

вая, оп. 716/1, ПКУ-10кВ

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

0,5

Кл.т.

0,2S/0,5

HP DL380e Gen8

Реактивная

1,8

4,9

Рег. №

58720-14

Рег. №

42661-09

Рег.№

36697-17

КВЛ-10кВ, ф.16 от ПС 220кВ Южная, оп. №1,

тип

ТОЛ-

СВЭЛ-10-1

УХЛ2

тип

ЗНОЛ-СЭЩ-10-21М У2

тип

СЭТ-4ТМ.03М

Активная

Реактивная

1,0

1,6

2,9

4,8

12

Коэф.тр

300/5

Коэф.тр

10000/V3/100/V3

ПКУ-10кВ

Кл.т.

0,5S

Кл.т.

0,2

Кл.т.

0,2S/0,5

Рег. №

70106-17

Рег. №

55024-13

Рег. №

36697-17

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 минут.

3    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 метрологических характеристик.

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

5    Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений.

6    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.

7    Рег.№ - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    ток, % от [ном

-    коэффициент мощности

-    частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 98 до 102 от 100 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +20 до +25

Условия эксплуатации параметры сети:

-    напряжение, % от ином

-    сила тока, % от [ном для ИК № 3, 4

-    сила тока, % от [ном для ИК № 2, 6, 7, 9 - 12

-    сила тока, % от [ном для ИК № 1, 5, 8

-    коэффициент мощности, еоБф температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков ИК 3 - 6, 8, 10-12, °С

температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков ИК 1, 2, 7, 9, °С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110 от 1 до 120 от 2 до 120 от 5 до 120 0,8

от -40 до +40

от -15 до +20

от +10 до +30 от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-    время восстановления работоспособности, ч Электросчетчик ZMD402CT41.0467 S2:

-    средний срок службы, лет Сервер:

-    среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

2

30

80000

Глубина хранения информации Электросчетчики:

тридцатиминутные приращения активной и реактивной электроэнергии каждого массива профиля составляет, суток, не менее Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

35

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Надежность системных решений:

-    резервирование ИВК АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере-

даваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте и сотовой связи.

Регистрация событий:

- в журнале событий счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

-механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера БД;

-    защита информации на программном уровне:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой

подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационных документов на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТОЛ-СВЭЛ-10-1

2

Трансформатор тока

ТЛМ-10

2

Трансформатор тока

ТЛМ-10-2

2

Трансформатор тока

ТПОЛ-10-5

2

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

6

Трансформатор тока

ТОЛ-10-1-2

2

Трансформатор тока

ТОЛ-10-9,2-2

2

Трансформатор тока

ТОЛ-СЭЩ-10-11

2

Трансформатор тока

Т ОЛ-СЭЩ-10-21

3

Трансформатор тока

ТЛК-СТ-10-15(1)

2

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

1

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

1

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-95

1

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-10

6

Трансформатор напряжения

НОЛ.08-10

2

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП-СВЭЛ-10

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-10-21М

3

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

3

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.08

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

ZMD402CT41.0467 S2

1

Счётчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

6

Сервер

HP DL380e Gen8

1

Программное обеспечение

ПО АльфаЦентр

1

Паспорт-формуляр

АИИС.2.1.0222.004 ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МИ 3000-2018 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Методика поверки».

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;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации». Часть 2. «Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;

-    счетчики Dialog ZMD - по документу «Счетчики электрической энергии электронные многофункциональные серии Dialog ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2007 г;

-    радиочасы МИР РЧ-01 Рег. № 27008-04.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационных документах.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «САНЕКО»

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