Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ЭНЕРГОПРОМ-Новочеркасский электродный завод". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ЭНЕРГОПРОМ-Новочеркасский электродный завод"

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

Назначение

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

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных КТЦ-325 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АО «ЭНЕРГОПРОМ-Новочеркасский электродный завод», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), NTP-сервер точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1, обеспечивающий передачу точного времени, и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена эталонным источником системного времени тайм-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер). Тайм-сервер (ntp1.vniiftri.ru ntp2.vniiftri.ru) работает от сигналов рабочей шкалы Государственного эталона времени и частоты (ГСВЧ) Российской Федерации (РФ). В соответствии с международным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Часы тайм-серверов согласованы с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе. Тайм-сервер обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени тамй-сервера более чем на ±1 с. Часы УСПД синхронизируются от сервера БД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и сервера БД более чем на ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 12.01

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

м

о

К

Наименование

ИК

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 220 кВ НЭЗ, КРУ 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 24, ввод -10 кВ АТ-1

ТЛШ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 6811-78

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

А1802ЯАЬ-Р40-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325 Рег. № 37288-08

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

2

ПС 220 кВ НЭЗ, КРУ 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 42, ввод -10 кВ АТ-2

ТЛШ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 6811-78

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

А1802ЯАЬ-Р40-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

3

ПС 220 кВ НЭЗ, КРУ 10 кВ, 3 СШ 10 кВ, яч. 63, ввод -10 кВ АТ-2

ТЛШ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 6811-78

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

А1802ЯАЬ-Р40-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

4

ПС 220 кВ НЭЗ, КРУ 10 кВ, 4 СШ 10 кВ, яч. 74, ввод -10 кВ АТ-1

ТЛШ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 6811-78

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

А1802ЯАЬ-Р40-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

ПС 220 кВ НЭЗ, ЗРУ 10 кВ, 5 СШ 10 кВ, яч. 3, ВЛ-10 кВ НЭЗ I цепь (НЭЗЛц)

ТШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 5000/5 Рег. № 3972-73

ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

А1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325 Рег. № 37288-08

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

6

ПС 220 кВ НЭЗ, ЗРУ 10 кВ, 6 СШ 10 кВ, яч. 6, ВЛ-10 кВ НЭЗ II цепь (НЭЗ-Пц)

ТШЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 5000/5 Рег. № 3972-73

ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04

А1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

7

ПС 220 кВ НЭЗ, КРУ 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, ввод 10 кВ Т-2

ТЛШ-10У3 Кл. т. 0,5 Ктт 3000/5 Рег. № 6811-78

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

А1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

8

ПС 220 кВ НЭЗ, КРУ 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 43, ввод 10 кВ ТСН-3

ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 1276-59

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

А1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

9

ПС 220 кВ НЭЗ, КРУ 10 кВ, 4 СШ 10 кВ, яч. 70, ввод 10 кВ ТСН-4

ТЛП-10-5 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 30709-08

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

А1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

10

ПС 220 кВ НЭЗ, ЗРУ 35 кВ, 1 СШ 35 кВ, ввод 35 кВ Т-1

ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 5717-76

ЗНОМ-35-65 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 912-70

А1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

1

2

3

4

5

6

7

8

9

11

ПС 220 кВ НЭЗ, ЗРУ 35 кВ, 2 СШ 35 кВ, ввод 35 кВ Т-2

ТПОЛ-35 Кл. т. 0,5 Ктт 1500/5 Рег. № 5717-76

ЗНОМ-35 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 912-54

А1802КАЬ-Р40-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325 Рег. № 37288-08

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3    Погрешность в рабочих условиях указана cosj = 0,8 инд, 1=0,05Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 11 от 0 до плюс 40 °C.

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.

5    Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа.

6    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

11

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 5 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +70

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С:

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика A1802RAL-Р4G-DW-4

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

для УСПД RXU-325

75000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах 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 типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Наименование

Тип/Обозначение

Количество, шт./экз.

1

2

3

Трансформатор тока

ТЛШ-10У3

15

Трансформатор тока

ТШЛ-10

6

Трансформатор тока

ТПЛ-10

2

Трансформатор тока

ТЛП-10-5

2

Трансформатор тока

ТПОЛ-35

6

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

4

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-10

6

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35-65

2

Трансформатор напряжения

ЗНОМ-35

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1802RAL-F4G-DW-4

11

Устройство сбора и передачи данных

RXU-325

1

Устройство синхронизации времени

Тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ»

1

Программное обеспечение

«АльфаЦЕНТР»

1

Методика поверки

МП 077-2019

1

Паспорт-Формуляр

77148049.422222.152

1

Поверка

осуществляется по документу МП 077-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЭНЕРГОПРОМ-Новочеркасский электродный завод». Методика поверки», утвержденному

ООО «Спецэнергопроект» 20.08.2019 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3.. .35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

-    по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

-    счетчиков A1802RAL-F4G-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    УСПД RXU-325 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11.

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) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЭНЕРГОПРОМ-Новочеркасский электродный завод», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание