Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго» в сечении ГУП РК «Крымэнерго»
- ООО «СЕВЭНЕРГОСБЫТ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ГУП РК «Крымэнерго», сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую 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), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе контроллера многофункционального ARIS МТ210 и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя основной и резервный серверы АИИС КУЭ, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков (для измерительных каналов (ИК) № 1 и № 2) поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков (для ИК № 3 и № 4) поступает на верхний, третий уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации, передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с сервера АИИС КУЭ настоящей системы.
Серверы АИИС КУЭ имеют возможность принимать измерительную информацию от ИВК смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСПД, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC по встроенному источнику точного времени ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение шкалы времени серверов АИИС КУЭ со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи с УСПД. При отклонении шкалы времени сервера АИИС КУЭ от шкалы времени УСПД на ±1 с и более, производится синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ.
Сравнение шкалы времени счетчиков (для ИК № 1 и № 2) со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При отклонении шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД на ±2 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.
Сравнение шкалы времени счетчиков (для ИК № 3 и № 4) со шкалой времени основного или резервного сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При отклонении шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ на ±2 с и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и сервера АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера». 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 - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.0 |
| Наименование программного модуля ПО | pso metr.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | ПС 330 кВ Симферопольская, ОРУ 330 кВ, 2 СШ 330 кВ, КВЛ 330 кВ Севастопольская ПГУ-ТЭС - Симферопольская | TG 145-420 2000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 15651-06 | СРВ 420 330000/V3: 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 15853-06 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | УСПД: ARIS МТ210 Рег. № 64151-16 Сервер: Aquarius Server T50 D20 | активная реактивная |
| 2 | ПС 330 кВ Симферопольская, ОРУ 330 кВ, 1 СШ 330 кВ, КВЛ 330 кВ Севастопольская ПГУ-ТЭС - Симферопольская | TG 145-420 2000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 15651-06 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная |
| 3 | ПС 330 кВ Севастополь, ввод 220 кВ АТ-1 | ТОГФ-220 750/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 61432-15 | НДКМ 220000/V3: 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 60542-15 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Сервер: Aquarius Server T50 D20 | активная реактивная |
| 4 | ПС 330 кВ Западно-Крымская, ОРУ 330 кВ, ЛС 330 кВ, КВЛ 330 кВ Севастопольская ПГУ-ТЭС - Западно-Крымская | ТОГФ-330 1000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 61432-15 | НДКМ 330000/V3: 100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 60542-15 | Альфа А1800 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная |
| П 1 перечи метрол 2 3 4 5 типа А | р и м е ч а н и я Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у сленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 огических характеристик. Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденного типа. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием ИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, (± б), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 - 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,2S) | 11ном £ I1 £ 1,211ном | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 |
| 0,211ном £ I1 < 11 ном | 0,5 | 0,6 | 0,9 | 0,8 | 1,0 | 1,2 |
| 0,111ном £ I: < 0,21,ном | 0,6 | 0,8 | 1,2 | 0,8 | 1,0 | 1,4 |
| 0,051^ном £ I1 < 0,и1шм | 0,6 | 0,9 | 1,3 | 0,8 | 1,1 | 1,4 |
| 0,0И1шм £ I! < 0,05^ | 1,0 | 1,3 | 2,0 | 1,2 | 1,5 | 2,2 |
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 . |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия и
мощность)
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК |
| Границы интервала относительной основной погрешности измерений, (± б), % | Границы интервала относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % |
| cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 - 4 (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5) | 1I н 0 2 £ 1I £ 2 1 н о 2 | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,8 |
| м о 1н I1 < I1 VI м о 1н I1 ,2 0, | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,8 |
| 0,и1ном £ I1 < 0,2^ | 1,0 | 0,8 | 1,8 | 1,8 |
| 0,05^ £ I1 < 0,Н1н0м | 1,4 | 1,3 | 2,1 | 2,0 |
| 0,02^ £ I1 < 0,05!1шом | 2,0 | 1,5 | 2,5 | 2,2 |
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8; 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от плюс 5 до плюс 35 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 . |
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до101 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - коэффициент мощности cosj | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от +5 до +35 |
| магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| УСПД | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 300 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| УСПД: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования;
пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного); коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени УСПД.
- журнал сервера:
параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчетчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в УСПД (функция автоматизирована);
- на сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | TG 145-420 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-220 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОГФ-330 | 3 |
| Трансформатор напряжения | СРВ 420 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НДКМ | 9 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 4 |
| Контроллер многофункциональный | ARIS МТ210 | 1 |
| Сервер | Aquarius Server T50 D20 | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 2 |
| Методика поверки | МП 1-2019 | 1 |
| Формуляр | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго» в сечении ГУП РК «Крымэнерго» - ООО «СЕВЭНЕРГОСБЫТ». Методика поверки», утвержденному ООО «АСЭ» 23.01.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 46656-11);
- термогигрометр Ива-6 (Рег. № 46434-11);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ, (Рег. № 28134-12).
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) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии ГУП РК «Крымэнерго» в сечении ГУП РК «Крымэнерго» - ООО «СЕВЭНЕРГОСБЫТ», аттестованной ООО «АСЭ», аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от
17.01.2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго» в сечении ГУП РК «Крымэнерго» -ООО «СЕВЭНЕРГОСБЫТ»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
75020-19: Методика поверкиСкачать6.3 Мб