Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Синэрго» для электроснабжения АО «ТМК НГС-Нижневартовск» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (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 - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АО «Синэрго» для электроснабжения АО «ТМК НГС-Нижневартовск», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), эталонный источник системного времени тайм-сервера ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (далее - тайм-сервер) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Передача информации, в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» возможна в двух вариантах:
1. от сервера, на уровне ИВК с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ);
2. от АРМ энергосбытовой организации АО «ЕЭСнК».
Информация передаётся в филиал АО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде XML-файлов формата 80020 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния 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 электрическсой энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт-ч и соотнесены с единым календарным временем.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя тайм-сервер ФГУП «ВНИИФТРИ». 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) с погрешностью, не превышающей 10 мкс. Синхронизация сервера БД АИИС КУЭ осуществляется от тайм-сервера, обеспечивающего передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую корректировку времени.
Сервер БД АИИС КУЭ периодически (1 раз в час) сравнивает свое системное время с временем тайм-сервера, синхронизация осуществляется независимо от величины расхождения показаний часов сервера и тайм-сервера. Синхронизация времени в ИК происходит при каждом сеансе счетчика с ИВК, который составляет 1 раз в 30 минут. Корректировка выполняется при расхождении времени счетчика со временем сервера на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД 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 ПК «Энергосфера» версии не ниже 6.5, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | СBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о Я | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счётчик | Вид электроэнергии | Основная погрешность, | Погрешность в рабочих |
| | | | | | % | условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| | ПС 35/6 кВ | ТОЛ-10 УТ 2.1 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 1 | БИНТ, ЗРУ-6кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | |
| | яч. № 1 | 200/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
| | ПС 35/6 кВ | ТОЛ-10 УТ 2.1 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 2 | БИНТ, ЗРУ-6кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | |
| | яч. № 30 | 200/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
| | ПС 35/6 кВ | ТОЛ-10-I-I У2 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 3 | БИНТ, ЗРУ-6кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | |
| | яч. № 3 | 50/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
| | ПС 35/6 кВ | Т0Л-10 УТ 2.1 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 4 | БИНТ, ЗРУ-6кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | |
| | яч. № 12 | 200/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
| | ПС 35/6 кВ | Т0Л-10 УТ 2.1 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 5 | БИНТ, ЗРУ-6кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | |
| | яч. № 22 | 200/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
| | ПС 35/6 кВ | Т0Л-10 УТ 21 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 14486 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 6 | БИНТ, ЗРУ-6кВ, яч. № 13 | Кл. т. 0,5 6000/100 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
| | ПС 35/6 кВ | Т0Л-10 УТ 2.1 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±1,1 | ±3,0 |
| 7 | БИНТ, ЗРУ-6кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | |
| | яч. № 24 | 300/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| | ПС 35/6 кВ | ТОЛ-10 УТ 2.1 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±1,1 | | | ±3,0 |
| 8 | БИНТ, ЗРУ-6кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | | | |
| | яч. № 14 | 200/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,7 | | | ±4,8 |
| | ПС 35/6 кВ | ТОЛ-10 УТ 2.1 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±1,1 | | | ±3,0 |
| 9 | БИНТ, ЗРУ-6кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | | | |
| | яч. № 20 | 200/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,7 | | | ±4,8 |
| 10 | ПС 35/6 кВ БИНТ, | ТОЛ-10 УТ 2.1 Кл. т. 0,5 300/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4 ТМ.03М | активная | ±1,1 | | | ±3,0 |
| ЗРУ-6 кВ, яч. № 21 | Кл. т. 0,2S/0,5 | реактивная | ±2,7 | | | ±4,8 |
| | ПС 35/6 кВ | ТОЛ-10 УТ 21 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±1,1 | | | ±3,0 |
| 11 | БИНТ, ЗРУ-6кВ, | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | | | |
| | яч. № 29 | 300/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,7 | | | ±4,8 |
| 12 | ПС 35/6 кВ БИНТ, КРУН-6 кВ, яч. № 3 | ТЛМ-10-2 У3 Кл. т. 0,5 300/5 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 | СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| | ПС 35/6 кВ | ТЛМ-10-2 У3 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,2 | | | ±3,4 |
| 13 | БИНТ, КРУН- | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | | | |
| | 6 кВ, яч. № 18 | 300/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,8 | | | ±5,8 |
| | ПС 35/6 кВ | ТЛМ-10-2 У3 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±1,1 | | | ±3,0 |
| 14 | БИНТ, КРУН- | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | | | |
| | 6 кВ, яч. № 4 | 300/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,7 | | | ±4,8 |
| | ПС 35/6 кВ | ТЛМ-10-1 У3 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4 ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | активная | ±1,1 | | | ±3,0 |
| 15 | БИНТ, КРУН- | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | | | |
| | 6 кВ, яч. № 7 | 600/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,7 | | | ±4,8 |
| | ПС 35/6 кВ | ТЛМ-10-1 У3 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 | активная | ±1,2 | | | ±3,4 |
| 16 | БИНТ, КРУН- | Кл. т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | | | | | |
| | 6 кВ, яч. № 14 | 600/5 | 6000/100 | реактивная | ±2,8 | | | ±5,8 |
| 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 для cosj = 0,8 инд, I=0,05 !ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 16 от минус 5 до плюс 20 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 16 |
| 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 -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +60 |
| - 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 СЭТ-4ТМ.03М | 220000 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер: | |
| - 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал 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;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Синэрго» для электроснабжения АО «ТМК НГС-Нижневартовск» 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 | Рег. № | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 УТ 2.1 | 7069-79 | 16 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 УТ 21 | 7069-79 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I-I У2 | 15128-96 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10-2 У3 | 2473-69 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10-1 У3 | 2473-69 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 У3 | 2611-70 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4 ТМ.03М | 36697-17 | 13 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4 ТМ.03М | 36697-08 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-12 | 2 |
| Сервер сбора данных | HP DL 360 G7 | - | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 024-2018 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | 77148049.422222. 144-ПФ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 024-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Синэрго» для электроснабжения АО «ТМК НГС-Нижневартовск». Методика поверки», утвержденная
ООО «Спецэнергопроект» 06.07.2018 г.
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»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации» Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ»
03 апреля 2017 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- термогигрометр CENTER (мод.315): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, Рег. № 22129-09.
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
«Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Синэрго» для электроснабжения АО «ТМК НГС-Нижневартовск», аттестованной ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Синэрго» для электроснабжения АО «ТМК НГС-Нижневартовск»
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
72178-18: Методика поверки МП 024-2018Скачать931.1 Кб