Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Синэрго" для электроснабжения ООО "НЭРЗ". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Синэрго" для электроснабжения ООО "НЭРЗ"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Синэрго» для электроснабжения ООО «НЭРЗ» (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 (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 - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АО «Синэрго» включающий в себя сервер ИВК АО «Синэрго», программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера», блок коррекции времени ЭНКС-2 (далее - БКВ), автоматизированные рабочие места парсонала (далее - АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, обработку и хранение ее, передачу отчетных документов коммерческому оператору оптового рынка электроэнергии и мощности и смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.

Измерительная информация записывается в базу данных ИВК АО «Синэрго» в автоматическом режиме, один раз в сутки сервер автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в виде xml-файлов установленных форматов. Файл с результатами измерений по электронной почте автоматически направляется на АРМ энергосбытовой организации-субъекта Оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ). Передача информации от АРМ энергосбытовой организации-субъекта ОРЭМ и при необходимости смежным субъектам ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» осуществляется по каналу связи сети Internet в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.

При необходимости передачи с использованием ЭЦП конфигурационные возможности ИВК позволяют осуществлять автоматическую передачу xml-файлов установленных форматов с использованием ЭЦП непосредственно в адрес АО «АТС» и (или) иных заинтересованных организаций.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. Для синхронизации единого времени в системе в состав ИВК входит БКВ, время которого синхронизировано с национальной шкалой координированного времени UTC (SU). Синхронизация времени часов сервера с временем БКВ осуществляется каждые 30 мин, коррекция осуществляется один раз в сутки при расхождении времени БКВ с показаниями часов сервера более, чем на 1 с.

Сравнение времени часов счетчиков и времени часов сервера происходит 1 раз в 30 минут, коррекция осуществляется при расхождении времени часов счетчика и сервера на величину более чем 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.

Маркировка заводского номера и даты выпуска АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на корпусе сервера ИВК, типографическим способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре.

АИИС КУЭ присвоен заводской номер 001.

Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. 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 ПК «Энергосфера».

Метрологически значимой частью специализированного программного обеспечения АИИС КУЭ является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.

Таблица 1 - Идентификационные данные 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

CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B

Алгоритм     вычисления     цифрового

идентификатора ПО

MD5

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.

Технические характеристики

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Номер ИК

Наименование ИК

Измерительные компоненты

Вид электроэнергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

БКВ

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110 кВ Электровозная, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.8, КЛ-6 кВ ф.6-276

ТПОЛ-СВЭЛ-10-2

УХЛ2

Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 45425-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

активная

реактивная

±1,2

±2,8

±3,4

±5,8

2

ПС 110 кВ Электровозная, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.12, КЛ-6 кВ ф.6-280

ТПОЛ-СВЭЛ-10-2

УХЛ2

Кл. т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 45425-10

НАМИ-10-95 УХЛ2

Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

3

ПС 110 кВ Электровозная, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.20, КЛ-6 кВ ф.6-282

ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 1261-59

НАМИ-10-95 УХЛ2

Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М.01

Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

±1,2

±2,9

±3,4

±5,8

4

ПС 110 кВ Электровозная, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.24, КЛ-6 кВ ф.6-284

ТПОЛ 10 Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 1261-02

НАМИ-10-95 УХЛ2

Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

активная

реактивная

±1,1

±2,7

±3,0

±4,8

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

ЦРП 6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч.7, КЛ-6 кВ в сторону п/ст. №9 6 кВ

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 47958-16

НТМИ-6

Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51199-12

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

активная

реактивная

±1,2

±2,9

±3,4

±5,8

6

ЦРП 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.11, КЛ-6 кВ в сторону п/ст. №9 6 кВ

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 47958-16

НТМИ-6

Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51199-12

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

активная

реактивная

±1,2

±2,9

±3,4

±5,8

7

ЦРП 6 кВ, 5 СШ 6 кВ, яч.2, КЛ-6 кВ в сторону п/ст. №17 6 кВ

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 47958-16

НТМИ-6

Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51199-12

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

активная

реактивная

±1,2

±2,9

±3,4

±5,8

8

ЦРП 6 кВ, 5 СШ 6 кВ, яч.3, КЛ-6 кВ в сторону п/ст. №17 6 кВ

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 47958-16

НТМИ-6

Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51199-12

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

активная

реактивная

±1,2

±2,9

±3,4

±5,8

9

ШР-1 0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону базовой станции

-

-

Меркурий 234 ARTMX2-02

DPOBR.R

Кл. т. 1,0/2,0

Рег. № 75755-19

активная

реактивная

±1,1

±2,4

±3,1

±6,4

10

ТП №4 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.2

ТПЛ-10-М У2 Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 47958-16

НТМИ-6

Кл.т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 51199-12

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

активная

реактивная

±1,2

±2,9

±3,4

±5,8

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

11

ТП №13 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ, ф.8

Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 S Ктт 800/5 Рег. № 71031-18

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 80590-20

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±5,7

12

ТП №18 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ, ф.2

Т-0,66 У3

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 71031-18

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 80590-20

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±5,7

13

ТП №5 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ, ф.6

Т-0,66 У3

Кл. т. 0,5 S Ктт 600/5 Рег. № 71031-18

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 80590-20

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±5,7

14

ТП №7 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ, ф.17

Т-0,66 У3

Кл. т. 0,5 S Ктт 800/5 Рег. № 71031-18

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 80590-20

активная

реактивная

±1,0

±2,5

±3,3

±5,7

Пределы смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC (SU), 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 cos9 = 0,8 инд 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 14 от 0 °C до + 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 БКС на аналогичные утвержденных типов.

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.

Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

14

Нормальные условия: параметры сети:

- напряжение, % от Uhom

от 99 до 101

- ток, % от Ihom

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cos9

0,9

- температура окружающей среды, оС

от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

- напряжение, % от Uhom

от 90 до 110

- ток, % от Ihom

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 +70

- температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС:

от -40 до +65

- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.01

90000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М

165000

для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01

165000

для электросчетчика Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN

150000

для электросчетчика Меркурий 234 ARTMX2-02 DPOBR.R

140000

для электросчетчика Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

140000

- 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

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 счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- счетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

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

- счетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- счетчиках (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 титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

1

2

3

Трансформатор тока

ТПОЛ-СВЭЛ-10-2 УХЛ2

4

Трансформатор тока

ТПОЛ 10

2

Трансформатор тока

ТПОЛ 10

2

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М У2

10

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

12

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95 УХЛ2

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

4

Продолжение таблицы 4

1

2

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN

5

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 234 ARTMX2-02 DPOBR.R

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN

4

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

1

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

2

Счётчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.01

1

Блок коррекции времени

ЭНКС-2

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Паспорт-Формуляр

001.ПФ

1

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 «Синэрго» для электроснабжения ООО «НЭРЗ», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236.

Нормативные документы

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