Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «СЭСК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
первый уровень - уровень информационно-измерительного комплекса точки учета (уровень ИИК ТУ), выполняющий функцию измерений и включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных, установленные на объектах ОАО «СЭСК».
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя основное и резервное устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37288-08 (Рег. № 3728808), устройство синхронизации единого времени СВ (УСЕВ СВ), Рег. № 74100-19 и каналообразующую аппаратуру.
третий уровень информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных АИИС КУЭ (сервер БД), программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).
АИИС КУЭ не имеет модификаций. Доступ к элементам и средствам измерений АИИС КУЭ ограничен на всех уровнях при помощи механических и программных методов и способов защиты.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 045. Заводские номера средств измерений уровней ИИК, ИВКЭ, ИВК, идентификационные обозначения элементов уровня ИВК указаны в формуляре.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-, 60-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
измерение календарного времени и интервалов времени;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин, 60 мин, один день, один месяц);
перезапуск АИИС КУЭ;
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей
Лист № 2
Всего листов 8 требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов измерений организациям, имеющим соглашения информационного обмена с АО «Саровская Генерирующая Компания» - участникам оптового рынка электроэнергии;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на УСПД (уровень ИВКЭ), где осуществляется обработка измерительной информации - перевод числа импульсов в именованные величины кВт^ч, квар^ч, умножение измеренного счетчиками количества электроэнергии на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передачу накопленных данных на сервер БД.
Сервер БД осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в соответствии с требованиями Регламентов ОРЭМ.
Информационный обмен между уровнями осуществляется по выделенному каналу связи, организованному по интерфейсу RS -485 и по коммутируемому радиоканалу стандарта GSM 900/1800 регионального оператора сотовой связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, счетчика, УСПД, сервера БД.
В качестве устройства синхронизации времени используется устройство синхронизации единого времени СВ (УСЕВ СВ). УСЕВ СВ осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS приемников непрерывно.
Сравнение показаний часов УСЕВ СВ и УСПД производится один раз в час. Синхронизация часов УСЕВ СВ и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов УСЕВ СВ и УСПД на величину более чем 2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД производится при каждом сеансе связи. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем 2 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 15.04 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с рекомендацией Р 50.2.077-2014
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК ТУ | ИВКЭ | УССВ ИВК |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1.01 | Саровская ТЭЦ, ОРУ-220кВ, ввод Т-3 220кВ | ТФЗМ-220Б Рег. № 3694-73 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 | НКФ-245П Рег. № 49582-12 Кл. т. 0,2 Ктн 220000/^3/100/^3 | A1805RALQ- P4GB-DW-4 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 | RTU 325 Рег. № № 37288-08 | УСЕВ СВ, Рег. № 74100-19 ИВК «Альфа-Центр», Рег. № № 20481-00 |
| 1.02 | Саровская ТЭЦ, ОРУ-110кВ, ВЛ 110кВ Саровская ТЭЦ -Первомайск (ВЛ 181) | OSKF 123 Рег. № 29687-05 Кл. т. 0,2S; Ктт 600/5 | 1) НКФ-110-П-У1 Рег. № 26452-04 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/^3/100/^3 2) НКФ-110-57 Рег. № 14205-05 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/^3/100/^3 | A1805RALQ-P4GB-DW-4 Рег.№ 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 2.01 | ГПП-40 110кВ, ОРУ-35 кВ, ЛЭП 35 кВ ГПП-40 -ПС ЕЛИЗАРЬЕВО | ТФЗМ-35А-ХЛ1 Рег. № 8555-81 Кл. т. 0,5; Ктт 200/5 | НАМИ-35 Рег. № 19813-05 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 | A1805RAL-P4GB- DW-4 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 2.02 | ГПП-40 110кВ, ОРУ-35 кВ, ЛЭП 35 кВ ГПП-40 - ПС НАРЫШКИНО | ТФЗМ-35А-ХЛ1 Рег. № 8555-81 Кл. т. 0,5; Ктт 200/5 | НАМИ-35 Рег. № 19813-09 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 2.03 | ГПП-40 110кВ, ЗРУ-6кВ, I с.ш. 6кВ, яч.2 | ТЛМ-10 Рег. № 2473-00 Кл. т. 0,5; Ктт 400/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Рег. № 20186-00 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 | A1805RAL-P4GB-DW-3 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 | RTU 325 Рег. № № 37288-08 | УСЕВ СВ, Рег. № 74100-19 ИВК «Альфа-Центр», Рег. № № 20481-00 |
| 2.04 | ГПП-40 110кВ, ЗРУ-6кВ, I с.ш. 6кВ, яч.23 | ТЛО-10У3 Рег. № 25433-03 Кл. т. 0,5; Ктт 300/5 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Рег. № 20186-00 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 | A1805RAL-P4GB-DW-3 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 2.05 | ГПП-40 110кВ, ЗРУ-6кВ, II с.ш. 6кВ, яч.49 | ТВЛМ-10 Рег. № 1856-63 Кл. т. 0,5; Ктт 1000/5 | НТМИ-6-66 Рег. № 2611-70 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 | A1805RAL-P4GB-DW-3 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 3.01 | ТП-425 6кВ, РУ-6кВ, II с.ш. 6кВ, яч.13 | ТОЛ-10 Рег. № 7069-79 Кл. т. 0,5; Ктт 200/5 | 1)ЗНОЛ.06-6У3 Рег. № 3344-72 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 2)НАМИ-10 Рег. № 11094-87 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/100 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 4.01 | ТП-18 6кВ, РУ-6 кВ, с.ш. 6кВ, яч.4 | ТПЛ-10 У3 Рег. № 1276-59 Кл. т. 0,5; Ктт 150/5 | НАМИТ-10 Рег. № 16687-07 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 | A1805RAL-P4GB-DW-3 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 5.01 | ТП-420 6кВ, РУ-6кВ, II с.ш. 6кВ, яч.12 | ТПЛ-10 У3 Рег. № 1276-59 Кл. т. 0,5; Ктт 100/5 | НТМИ-6-66 Рег. № 2611-70 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 | A1805RAL-P4GB-DW-3 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 5.02 | ТП-420 6кВ, РУ-6кВ, I с.ш. 6кВ, яч.7 | ТПЛ-10 У3 Рег. № 1276-59 Кл. т. 0,5; 100/5 | НТМИ-6-66 Рег. № 2611-70 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 | A1805RAL-P4GB-DW-3 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 5.03 | ТП-420 6кВ, РУ-0,4кВ, СШ-0,4кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | Т-0,66 У3 Рег. № 17551-06 Кл. т. 0,5; Ктт 400/5 | - | A1805RL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 5.04 | ТП-420 6кВ, РУ-0,4кВ, СШ-0,4кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | Т-0,66 У3 Рег. № 6891-78 Кл. т. 0,5; Ктт 400/5 | - | A1805RL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 |
| 6.01 | ПС 110кВ Дивеево, ОРУ-110кВ, II с.ш. 110кВ, ВЛ 110кВ Саровская ТЭЦ - Дивеево с отпайками (ВЛ 182) | ТФМ-110-II Рег. № 53622-13 Кл. т. 0,5; Ктт 600/5 | НКФ-110-57 Рег. № 14205-05 Кл. т. 0,5 Ктн 110000/^3/100/^3 | A1805RAL-P4GB-DW-4 Рег. № 31857-06 Кл.т. 0,5S/1,0 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Примечания: 1 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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСПД и УСЕВ СВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения,^ % |
| I1(2) < I изм< I5 % | I5 %<I изм< I20 % | I 20 %< I изм< I100 % | I100 %<I изм<К20 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1.02 ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S | 1,0 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±1,4 | ±1,0 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±1,5 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,5 | ±2,0 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 1.01; 2.01 - 2.05; 3.01; 4.01; 5.01; 5.02; 6.01 ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S | 1,0 | - | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,9 | ±2,0 | ±1,8 |
| 0,8 | - | ±3,4 | ±2,4 | ±2,1 |
| 0,5 | - | ±5,9 | ±3,8 | ±3,1 |
| 5.03; 5.04 ТТ 0,5; ТН -; Счетчик 0,5S | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,9 | - | ±2,5 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±1,9 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,2 |
| Номер ИИК | simp | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации о, % |
| I1(2) < I изм< 15% | I5 %< I изм< I20% | I20 %< I изм< I100% | I100%< I изм< I120% |
| 1.02 ТТ 0,2S; ТН 0,5; Счетчик 1,0 | 0,6 | ±3,9 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,7 |
| 0,9 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,0 | ±1,5 |
| 1.01; 2.01 - 2.05; 3.01; 4.01; 5.01; 5.02; 6.01 ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик1,0 | 0,6 | - | ±5,5 | ±3,4 | ±2,9 |
| 0,9 | - | ±4,2 | ±2,8 | ±2,6 |
| 5.03; 5.04 ТТ 0,5; ТН -; Счетчик 1,0 | 0,6 | - | ±5,4 | ±3,8 | ±3,4 |
| 0,9 | - | ±4,0 | ±3,2 | ±3,1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Пределы абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom | от 98 до 102 |
| ток, % От Ihom | от 100 до 120 |
| частота, Г ц | от 49,85 до 50,15 |
| коэффициент мощности cos ф | 0,9 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от Uhom | от 90 до 110 |
| ток, % от Ihom для ИИК 1.02; | от 1 до 120 |
| ток, % от Ihom для ИИК 1,01, 2.01 - 2.05; 3.01; 4.01; 5.01 - 5.04; 6.01; | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности | От 0,5 инд. дО 0,8 емк. |
| частота, Г ц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +50 |
| температура окружающей среды для счетчиков, УСПД, °С | от +5 до +35 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 75 до 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики A1800: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики A1800: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | 45 |
| менее при отключении питания, лет, не менее | 3,5 |
| УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты: параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД.
Наличие защиты на программном уровне:
пароль на счетчиках электроэнергии;
пароль на УСПД;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
на титульный лист формуляра печатным способом. Нанесение знака утверждения типа на средство измерений не предусмотрено.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-220Б | 3 шт. |
| OSKF 123 | 3 шт. |
| ТФЗМ-35А-ХЛ1 | 6 шт. |
| ТЛМ-10 | 2 шт. |
| ТЛО-10У3 | 2 шт. |
| ТВЛМ-10 | 2 шт. |
| ТОЛ10 | 2 шт. |
| ТПЛ-10 У3 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 6 шт. |
| ТФМ-110-П | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-245И | 3 шт. |
| НКФ-110-П-У1 | 3 шт. |
| НКФ-110-57 | 9 шт. |
| НАМИ-35 | 2 шт. |
| НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 шт. |
| НТМИ-6-66 | 3 шт. |
| ЗНОЛ.06-6У3 | 3 шт. |
| НАМИ-10У2 | 1 шт. |
| НАМИТ-10 | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | A18O5RALQ-P4GB-DW-4 | 2 шт. |
| A18O5RAL-P4GB-DW-4 | 4 шт. |
| A18O5RAL-P4GB-DW-3 | 6 шт. |
| A18O5RL-P4GB-DW-4 | 2 шт. |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 шт. |
| Коммутатор Ethernet | HP 1910-16G | 1 шт. |
| GSM-модем | TC-65 | 1 шт. |
| Устройство синхронизации единого времени СВ | СВ-04 | 1 шт. |
| Автоматизированное рабочее место | АРМ | 1 шт. |
| Паспорт-формуляр на АИИС КУЭ | БЕКВ.422231.045.ПФ | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе БЕКВ.422231.045.МВИ «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «СЭСК». Аттестована ЗАО «РИТЭК-СОЮЗ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № 01.001902011.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
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.
