Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Энергосбыт» для энергоснабжения АО «ЮГК» (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 комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ), 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 по проводным линиям связи поступает на соответствующий GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы
передачи данных GPRS (основной канал) поступает 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. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM. От сервера информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ по каналу связи сети Ethernet.
Передача информации от сервера или АРМ 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 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.
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 обнаружении расхождения.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера более ±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 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 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характе
ристики
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| | | | | | | | Вид | Границы | Границы до- |
| Но- | Наименование | | | | | | элек- | допускае- | пускаемой от- |
| мер | точки измере- | | | | | Сервер | триче- | мой основ- | носительной |
| ИК | ний | ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | | ской энергии | ной относительной погрешности (±5), % | погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 35/10 кВ | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 | НАМИ-10-95 | | | | Актив ная | | |
| | Краснинская, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.18, ВЛ-10 кВ | УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М | | | 1,1 | 3,0 |
| 1 | 200/5 Рег. № 2473-05 Фазы: А; С | Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | | | Реак- | 2,3 | 4,9 |
| | Н.Куросан | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| | ПС 110/6 кВ | ТОГФ-110 | НАМИ-110 | | | | Актив- | | |
| | Центральная- | Кл.т. 0,2S | Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М | | | ная | 0,6 | 1,5 |
| 2 | Разведочная, | 300/5 | 110000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | HPE ProLiant DL360 Gen9 | | | |
| | ОРУ-110 кВ, | Рег. № 61432-15 | Рег. № 60353-15 | Рег. № 36697-17 | УСВ-3 | Реак- | 1,1 | 2,8 |
| | ввод 110 кВ Т-1 | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | Рег. № | тивная | | |
| | ПС 110/6 кВ | ТОГФ-110 | НАМИ-110 | | 64242-16 | Актив- | | |
| 3 | Центральная- Разведочная, | Кл.т. 0,2S 300/5 | Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 | | ная | 0,9 | 1,7 |
| | ОРУ-110 кВ, | Рег. № 61432-15 | Рег. № 60353-15 | Рег. № 36697-17 | | | Реак- | 1, 6 | 2, 9 |
| | ввод 110 кВ Т-2 | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | | тивная | | |
| | ПС 110/6 кВ Светлинская, КРУН-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.13 | ТОЛ-10 | НАМИТ-10-2 | | | | Актив- | | |
| | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | | | ная | 1,3 | 3,4 |
| 4 | 600/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 7069-02 | Рег. № 18178-99 | Рег. № 50460-18 | | | Реак- | 2, 5 | 5, 9 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 110/6 кВ Светлинская, КРУН-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.18 | ТОЛ-СЭЩ-10 | НАМИТ-10-2 | | | | Актив- | | |
| | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | | | ная | 1,3 | 3,4 |
| 5 | 200/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 32139-06 | Рег. № 18178-99 | Рег. № 50460-18 | | | Реак- | 2, 5 | 5, 9 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| | ПС 110/6 кВ Светлинская, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | УСВ-3 | HPE ProLiant DL360 Gen9 | Актив ная | 0,9 | 2,9 |
| 6 | 100/5 | — | Кл.т. 0,2S/0,5 | Рег. № | | | |
| | Рег. № 17551-03 | | Рег. № 36697-08 | 64242-16 | Реак- | 1,9 | 4,7 |
| | Фазы: А; В; С | | | | тивная | | |
| | ПС 110/6 кВ | ТВГ-УЭТМ®-110 | НКФА-123 | | | | Актив- | | |
| | Светлинский | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,2 | СЭТ-4ТМ.03М | | | ная | 1,0 | 2,9 |
| 7 | ГОК, ОРУ-110 | 150/5 | 110000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | |
| | кВ, ввод 110 кВ | Рег. № 52619-13 | Рег. № 49583-12 | Рег. № 36697-12 | | | Реак- | 2,0 | 4,8 |
| | Т-1 | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | | тивная | | |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях времени UTC(SU) | относительно шкалы | ±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 для ИК №№ 2, 3, 7 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; еоБф = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ и ТН, 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
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 7 |
| Нормальные условия: | | |
| параметры сети: | | |
| напряжение, % от №ом | | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | | |
| для ИК №№ 2, 3, 7 | | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | | 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 !ном | | |
| для ИК №№ 2, 3, 7 | | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | | 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 -10 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +20 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | | |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-08): | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-12), ПСЧ-4ТМ.05МК: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-17): | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для УСВ: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для сервера: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 1 |
| Глубина хранения информации: | | |
| для счетчиков: | | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | | 40 |
| для сервера: | | |
| хранение результатов измерений и информации | состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | | 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 КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОГФ-110 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформаторы тока встроенные | ТВГ-УЭТМ®-110 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные | НАМИ-110 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НКФА-123 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 5 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 2 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | HPE ProLiant DL360 Gen97 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-357-2021 | 1 |
| Формуляр | ЭНСТ.411711.242.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Энергосбыт» для энергоснабжения АО «ЮГК», 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) АО «Энергосбыт» для энергоснабжения АО «ЮГК»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
82608-21: Методика поверки МП ЭПР-357-2021Скачать11.6 Мб