Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Далур» (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 опроса, сервер баз данных (сервер БД), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», устройство синхронизации времени, автоматизированное рабочее место (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер опроса, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Далее измерительная информация по корпоративной сети передачи данных поступает на сервер БД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Измерительная информация от уровня ИВК с периодичностью не реже одного раза в сутки в автоматизированном режиме передается на сервер АО «Атомэнергопромсбыт» по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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. Также уровень ИВК может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Сервер АО «Атомэнергопромсбыт» осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами ОРЭМ и с другими АИИС КУЭ, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе АО «АТС» и прочими заинтересованными организациями в рамках согласованного регламента. Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов форматов 80020, 80030, заверенных электронноцифровой подписью.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера опроса, устройство синхронизации времени УСВ-1. Сравнение показаний часов сервера опроса с УСВ-1 осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера опроса производится при расхождении с УСВ-1 на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера опроса осуществляется 1 раз в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика и сервера опроса 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 программный комплекс (ПК) «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид элек- триче- ской энер гии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | Устрой ство синхро низации времени | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ПС 110кВ Рудная, ввод Т-1-110кВ | ТФЗМ-110 Б Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 24811-03 Фазы: А; В; С | НКФ-110-57 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | HP Proliant DL120 G5 HP Proliant DL320 G6 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 2 | ПС 110кВ Ук-сянка, КРУН-10кВ, 2СШ, яч.17 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 15128-03 Фазы: А; С | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,4 5,7 |
| 3 | ПС 110кВ Ук-сянка, КРУН-10 кВ, 1СШ, яч.9 | ТПЛ-СВЭЛ-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 44701-10 Фазы: А; С | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,4 5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | | ЗНОЛП-10 | | | | | | |
| | | | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | | | | | | |
| | | ТОЛ-10-I | Рег. № 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | | Актив | | |
| | ЯКНО-10 кВ | Кл.т. 0,5 | Фазы: А | | | ная | 1,3 | 3,3 |
| 4 | (ЛСУ «Западная») | 150/5 Рег. № 15128-07 Фазы: А; С | ЗНОЛП-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 23544-07 Фазы: В; С | | | Реак тивная | 2,5 | 5,7 |
| | КТП-609-У, | ТТЭ-60 | | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | | Актив | | |
| | 10/0,4 кВ, | Кл.т. 0,5S | | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 5 | 400кВА, | 800/5 | — | | HP Proliant | | | |
| | РУ-0,4 кВ, | Рег. № 67761-17 | | УСВ-1 | DL120 G5 | Реак | 2,1 | 5,6 |
| | Ввод-0,4 кВ | Фазы: А; В; С | | Рег. № | | тивная | | |
| | КТП-610-У, | ТТЭ-60 | | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | 28716-05 | HP Proliant | Актив | | |
| | 10/0,4 кВ, | Кл.т. 0,5S | | | DL320 G6 | ная | 1,0 | 3,3 |
| 6 | 250 кВА | 600/5 | — | | | | | |
| | РУ-0,4 кВ, | Рег. № 67761-17 | | | | Реак | 2,1 | 5,6 |
| | Ввод-0,4 кВ | Фазы: А; В; С | | | | тивная | | |
| | | ТВК-10 | НИОЛ-СТ-10 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | | Актив | | |
| 7 | ПС 110/10 кВ «Урал», яч.13 | Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 45370-10 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 58722-14 | | | ная Реак | ,1 ,5 1, 2, | 3,3 5,7 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | тивная | | |
| 8 | ЯКНО-10кВ, ВЛ-10кВ «Чирки» | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 35956-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | | | Актив ная Реак | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 9 | КТП-74 10/0,4кВ, 400кВА «Прирельсовая база», РУ-0,4кВ, Ввод-0,4кВ | ТТЭ-30 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 67761-17 Фазы: А; В; С | — | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | HP Proliant DL120 G5 HP Proliant DL320 G6 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
Примечания:
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 9 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 1, 4, 7, 8 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 1, 4, 7, 8 | от 5 до 120 |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от 0 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С | от +10 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для устройства синхронизации времени: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для серверов: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания серверов 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 счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера: параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
серверов.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии; серверов.
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 КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-110 Б | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-СВЭЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТТЭ-60 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТВК-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТТЭ-30 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 У1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛП-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НИОЛ-СТ-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 3 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 9 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-1 | 1 |
| Сервер опроса | HP Proliant DL120 G5 | 1 |
| Сервер баз данных | HP Proliant DL320 G6 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-206-2019 | 1 |
| Формуляр | ЭНСТ.411711.301.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-206-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Далур». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 25.10.2019 г. Основные средства поверки:
- в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Далур», свидетельство об аттестации № 235/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Далур»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
77082-19: Методика поверки МП ЭПР-206-2019Скачать11.5 Мб