Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (3 очередь) (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», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (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 при помощи технических средств приема-передачи данных 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, передача информации на АРМ. При этом, если вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН осуществляется в счетчиках, на сервере данное вычисление осуществляется умножением на коэффициент равный единице.
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от сервера или АРМ коммерческому оператору с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, системному оператору 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 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 и УСВ.
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется 1 раз в час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину 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.
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 «Эне | а» р е ф с о г р |
| 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 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | Сервер | Вид элек- тро- энер гии | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ТОЛ-СЭЩ-10 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | | | | Актив- | | |
| | КРН-10 кВ; | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,2 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 | | | ная | 1, 1 | 3,2 |
| 1 | Ввод 10 кВ от | 75/5 | 10000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | |
| | оп. 4/19 | Рег. № 32139-11 Фазы: А; С | Рег. № 35956-12 Фазы: А; В; С | Рег. № 36355-07 | | | Реак тивная | 2,2 | 5,6 |
| | ВПУ 1-0,4 кВ; | ТОП-М-0,66 Кл.т. 0,5 | | Меркурий 234 ARTM-03 PB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | | | Актив ная | 1,0 | 3,2 |
| 2 | СШ 0,4 кВ; | 200/5 | - | | | | | |
| | Ввод 0,4 кВ | Рег. № 71205-18 Фазы: А; В; С | | УСВ-3 Рег. № | Fujitsu PRIMERGY | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| | | ТОП-М-0,66 Кл.т. 0,5 | | | Актив ная | | |
| | ВПУ2-0,4 кВ; | | Меркурий 234 ARTM-03 PB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | 64242-16 | RX2510 M2 | 1,0 | 3,2 |
| 3 | СШ 0,4 кВ; | 150/5 | - | | | | | |
| | Ввод 0,4 кВ | Рег. № 71205-18 Фазы: А; В; С | | | | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| | | ТВК-10 | НТМИ-10-66 | | | | Актив- | | |
| | ВРУ-10 кВ; | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М | | | ная | 1,3 | 3,3 |
| 4 | 1СШ-10 кВ; | 100/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | |
| | Ввод 1 | Рег. № 8913-82 Фазы: А; С | Рег. № 831-69 Фазы: АВС | Рег. № 36355-07 | | | Реак тивная | 2,5 | 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | ТВК-10 | НТМИ-10-66 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | | | Актив- | | |
| | ВРУ-10 кВ; | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | | | ная | 1,3 | 3,3 |
| 5 | 2СШ-10 кВ; | 100/5 | 10000/100 | | | | | |
| | Ввод 2 | Рег. № 8913-82 Фазы: А; С | Рег. № 831-69 Фазы: АВС | | | Реак тивная | 2,5 | 5,6 |
| | | ТОЛ-СВЭЛ-10 | | | | | | | |
| | | Кл.т. 0,5 | | | | | | | |
| | ВЛ-10 кВ, ф. СК-7, оп. №14/36; ВЛ-10 кВ в сторону ТП-1100п 10 кВ; ПКУ 10 кВ | 100/5 | | | | | | | |
| 6 | Рег. № 42663-09 Фазы: А ТОЛ-СВЭЛ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 70106-17 Фазы: С | 3хЗНОЛ-СЭЩ-Ю Кл.т. 0,2 10000/V3/100/V3 Рег. № 71707-18 Фазы: АВС | Меркурий 234 ART-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | УСВ-3 Рег. № | Fujitsu PRIMERGY | Актив ная Реак тивная | 1, 1 2,2 | 3,2 5,6 |
| 7 | ТП-177п 10кВ; РУ-10 кВ; 1СШ-10 кВ; Ввод 1 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 100/5 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | 64242-16 | RX2510 M2 | Актив ная | 1,3 | 3,4 |
| | Рег. № 25433-11 Фазы: А; В; С | Рег. № 47583-11 Фазы: А; В; С | | | Реак тивная | 2,5 | 5,7 |
| 8 | ТП-171п 10кВ; РУ-0,4 кВ; СШ-0,4 кВ; Ввод 0,4 кВ | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С | - | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | | | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 9 | ТП-04п 27,5 кВ; РУ-0,4 кВ; | ТТН125 Кл.т. 0,5 2500/5 Рег. № 58465-14 Фазы: А; В; С | | ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 | | | Актив ная | 1,0 | 3,2 |
| СШ-0,4 кВ; Ввод 0,4 кВ | | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ВЛ-10 кВ ф. СТМ-6, оп. №7; ВЛ-10 кВ в сторону ТП-468п 10 кВ; | ТПЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 | ЗНОЛП-СВЭЛ-10М Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 67628-17 | СЭТ-4ТМ.03.01 | | | Актив ная | 1,3 | 3,3 |
| 10 | 100/5 Рег. № 71808-18 Фазы: А; В; С | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | | Реак- | 2,5 | 5,3 |
| | ПКУ 10 кВ | Фазы: А; В; С | | | | ТИВНаЯ | | |
| | | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 | | | | Актив ная | | |
| | ТП-2131 6 кВ; | УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | | | 1,3 | 3,3 |
| 11 | РУ-6 кВ; | 200/5 | | | | | |
| | 1СШ-6 кВ; яч.3 | Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | | | Реак- | 2,5 | 5,6 |
| | | Фазы: АВС | | | | | | |
| | ТП-2131 6 кВ; | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-02 | Меркурий 234 ART2-00 P Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | УСВ-3 Рег. № | Fujitsu PRIMERGY | Актив ная | 1,3 | 3,3 |
| 12 | РУ-6 кВ; | 200/5 | 64242-16 | RX2510 M2 | | | |
| | 2СШ-6 кВ; яч.4 | Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | | | Реак- | 2,5 | 5,6 |
| | | Фазы: АВС | | | | | | |
| | ТП-2901 10кВ; РУ-0,4 кВ; 1СШ-0,4 кВ; Ввод 1 | ТШП-0,66 | | | | | Актив- | | |
| | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 13 | 600/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| | ТП-2901 10кВ; РУ-0,4 кВ; 2СШ-0,4 кВ; Ввод 2 | ТШП-0,66 | | | | | Актив- | | |
| | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 14 | 600/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| 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 указана для ИК № 7 для тока 2 % от !ном, 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 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 |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 14 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК № 7 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 1 до 120 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК № 7 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +35 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа Меркурий 234: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000 2 220000 2 165000 2 |
| 1 | 2 |
| для счетчиков типа Меркурий 230: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 150000 |
| среднее время восстановления работоспособности, | ч | 2 |
| для счетчика типа СЭТ-4ТМ.03: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 90000 |
| 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 | | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, | ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | | |
| для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05МК и | |
| СЭТ-4ТМ.03: | | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | | 40 |
| для счетчиков типа Меркурий 234: | | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 170 |
| при отключении питания, лет, не менее | | 10 |
| для счетчиков типа Меркурий 230: | | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 85 |
| 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.
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:
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. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОП-М-0,66 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТВК-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СВЭЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТТН125 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-СЭЩ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока шинные | ТШП-0,66 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | 3ХЗНОЛ-СЭЩ-Ю | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-СВЭЛ-10М | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 4 |
| Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 234 | 5 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 2 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 1 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Сервер | Fujitsu PRIMERGY RX2510 M2 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-244-2020 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 33178186.411711.003.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-244-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭК» (3 очередь). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»
05.03.2020 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (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 ООО «НЭК» (3 очередь)», 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) ООО «НЭК» (3 очередь)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
78235-20: Методика поверки МП ЭПР-244-2020Скачать9.9 Мб