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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Вишневогорский ГОК"

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 «Вишневогорский ГОК» (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», 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 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 формата 80020 передается на АРМ энергосбытовой организации по каналу связи сети Internet.

Передача информации от АРМ энергосбытовой организации в программно-аппаратные 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 формата 80020 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.

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. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сравнение часов сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется непрерывно, коррекция часов сервера производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчика и сервера 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 ПК «Энергосфера» 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 характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Границы

Границы

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

Вид

электри

ческой

энергии

допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ПС 35 кВ (ГПП-

ТПЛМ-10

НТМИ-10

Актив

1), РУ-10кВ, 1с.ш.

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

ная

1,3

3,3

1

10кВ, яч.21, ЛЭП-

100/5

10000/100

Кл.т. 0,5S/1,0

10кВ МП Энерге

Рег. № 2363-68

Рег. № 831-53

Рег. № 64450-16

Реактив

2,5

5,7

тик

Фазы: А; С

Фазы: АВС

ная

2

ПС 35 кВ (ГПП-1), РУ-10кВ, 2с.ш. 10кВ, яч.30, ВЛ-10кВ №30

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 150/5

НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100

ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

Рег. № 22192-03

Рег. № 831-53

Рег. № 36355-07

Реактив

2,5

5,7

Фазы: А; С

Фазы: АВС

Dell PowerEdge

ная

ТПЛ-10-М

ЗН0Л.06-6У3

T30

Актив

ПС 35 кВ (ГПП-

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05

ная

1,3

3,4

3

2), ЗРУ 6 кВ, 1с.ш.

200/5

6000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5S/1,0

6кВ, яч.5

Рег. № 22192-03 Фазы: А; С

Рег. № 3344-04 Фазы: А; В; С

Рег. № 27779-04

Реактив

ная

2,5

6,7

ПС 35 кВ (ГПП-

ТПЛ-10-М

ЗН0Л.06-6У3

Актив

2), ЗРУ 6 кВ, 1с.ш.

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05

ная

1,3

3,4

4

6кВ, яч.7, ВЛ-6кВ

200/5

6000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5S/1,0

в сторону КТП

Рег. № 22192-03

Рег. № 3344-04

Рег. № 27779-04

Реактив

2,5

6,7

1000 6/0,4кВ

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

ная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

ПС 35 кВ (ГПП-2), ЗРУ 6кВ, 1с.ш. 6кВ, яч.27, ВЛ-6кВ №27

ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 200/5

ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

Рег. № 1276-59

Рег. № 3344-04

Рег. № 27779-04

Реактив

2,5

5,3

Фазы: А; С

Фазы: А; В; С

ная

6

ПС 35 кВ (ГПП-2), ЗРУ 6кВ, 2с.ш. 6кВ, яч.4, ВЛ-6кВ №4

ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 200/5

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100

ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0

Актив

ная

1,3

3,3

Рег. № 1276-59

Рег. № 831-53

Рег. № 27779-04

Реактив

2,5

5,3

Фазы: А; С

Фазы: АВС

ная

ПС 35 кВ (ГПП-

ТПЛ-10-М

НТМИ-6

7

2), ЗРУ 6кВ, 2с.ш. 6кВ, яч.22, КЛ-6кВ в сторону КСО-285 №2 6 кВ

Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А; С

Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС

ПСЧ-4ТМ.05М.08 Кл.т. 0,5S Рег. № 36355-07

Dell PowerEdge T30

Актив

ная

1,3

3,4

ПС 110 кВ Виш-

ТФЗМ-110Б-1У1

НКФ-110

Актив

невогорский ГОК

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

ная

1,3

3,3

8

(ГПП-3), ОРУ

300/5

110000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5S/1,0

110кВ, ввод 110кВ

Рег. № 2793-71

Рег. № 26452-04

Рег. № 36697-17

Реактив

2,5

5,7

Т-1

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

ная

ПС 110 кВ Виш-

ТФЗМ-110Б-1У1

НКФ-110

Актив

9

невогорский ГОК (ГПП-3), ОРУ

Кл.т. 0,5 300/5

Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0

ная

1,3

3,3

110кВ, ввод 110кВ

Рег. № 2793-71

Рег. № 26452-04

Рег. № 27524-04

Реактив

2,5

5,3

Т-2

Фазы: А; В; С

Фазы: А; В; С

ная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТПЛ-10-М

Кл.т. 0,5

100/5

ПС 110 кВ Виш-

Рег. № 22192-03

НАМИ-10

Актив

невогорский ГОК

Фаза: А

Кл.т. 0,2

ПСЧ-4ТМ.05

ная

1,1

3,2

10

(ГПП-3), ЗРУ

10000/100

Кл.т. 0,5S/1,0

10кВ, 1с.ш. 10кВ,

ТПЛ-10У3

Рег. № 11094-87

Рег. № 27779-04

Реактив

2,2

5,3

яч.3, ВЛ-10кВ №3

Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1276-59 Фаза: С

Фазы: АВС

ная

ПС 110 кВ Вишневогорский ГОК (ГПП-3), ЗРУ 10кВ, 1с.ш. 10кВ, яч.29, ВЛ-10кВ №29

ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S

НАМИ-10 Кл.т. 0,2

ПСЧ-4ТМ.05

Актив

ная

1,1

3,3

11

200/5

10000/100

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. № 22192-03 Фазы: А; С

Рег. № 11094-87 Фазы: АВС

Рег. № 27779-04

Dell PowerEdge T30

Реактив

ная

2,2

6,6

ПС 110 кВ Виш-

ТПЛ-10-М

НТМИ-10-66У3

Актив

невогорский ГОК

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05

ная

1,3

3,4

12

(ГПП-3), ЗРУ

100/5

10000/100

Кл.т. 0,5S/1,0

10кВ, 2с.ш. 10кВ,

Рег. № 22192-03

Рег. № 831-69

Рег. № 27779-04

Реактив

2,5

6,7

яч.4, ВЛ-10кВ №4

Фазы: А; С

Фазы: АВС

ная

ТП-1 10/0,4кВ Насосной №3, ВРУ-0,4кВ, ВЛ-0,38кВ ул. Советская

ТОП-0,66

Актив

13

Кл.т. 0,5S 150/5

ПСЧ-4ТМ.05.04 Кл.т. 0,5S/1,0

ная

1,0

3,4

Рег. № 47959-16 Фазы: А; В; С

Рег. № 27779-04

Реактив

ная

2,1

7,3

ТП-1 10/0,4кВ Насосной №3, ВРУ-0,4кВ, ВЛ-0,38кВ ул. Партизанская

ТОП-0,66

Актив

14

Кл.т. 0,5S 100/5

ПСЧ-4ТМ.05.04 Кл.т. 0,5S/1,0

ная

1,0

3,4

Рег. № 47959-16 Фазы: А; В; С

Рег. № 27779-04

Реактив

ная

2,1

7,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

15

ТП электроцех 6/0,4кВ, РУ-0,4кВ, Ввод 0,4кВ

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.22 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 64450-16

Dell PowerEdge T30

Актив

ная

Реактив

ная

1,0

2,0

3,3

6,2

16

ВРУ-0,4кВ ООО Вишневогорское АТП, Ввод 0,4кВ

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.22 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 64450-16

Актив

ная

Реактив

ная

1,0

2,0

3,6

7,1

17

СП-1А 0,4кВ Центральная котельная, гр.2 0,4кВ, КЛ 0,4кВ в сторону склад ГСМ

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.22 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 64450-16

Актив

ная

Реактив

ная

1,0

2,0

3,3

6,2

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±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 №№ 3, 4, 7, 11-14 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.

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. Допускается 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

1

2

Количество ИК

17

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от ином

от 95 до 105

ток, % от 1ном

для ИК №№ 3, 4, 7, 11-14

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности cos9

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 №№ 3, 4, 7, 11-14

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности cos9

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

для ИК №№ 13, 14, 16, °С

от -10 до +40

для остальных ИК

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 ПСЧ-4ТМ.05МК:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05, СЭТ-4ТМ.03:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

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 типов ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М, СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

10

1

2

для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

56

при отключении питания, лет, не менее

10

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 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: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

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

счетчика 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.

Трансформаторы тока

ТПЛМ-10

2

Трансформаторы тока

ТПЛ-10-М

13

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПЛ-10У3

5

Трансформаторы тока измерительные

ТФЗМ-110Б-1У1

6

Трансформаторы тока опорные

ТОП-0,66

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10

2

Трансформаторы напряжения измерительные

ЗНОЛ.06

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

1

Трансформаторы напряжения

НКФ-110

6

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66У3

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05

8

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

1

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

1

Сервер

Dell PowerEdge T30

1

Методика поверки

МП ЭПР-187-2019

1

Паспорт-формуляр

ЭНСТ.411711.207.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-187-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Вишневогорский ГОК». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.08.2019 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (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 «Вишневогорский ГОК», свидетельство об аттестации № 216/RA.RU.312078/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Вишневогорский ГОК»

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

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

Развернуть полное описание