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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" АО "ХайдельбергЦемент Волга"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» АО «ХайдельбергЦемент Волга» (далее по тексту

- АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. Количество измерительных каналов 10.

Измерительные каналы состоят из двух уровней АИИС КУЭ:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные 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 каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации системного времени (УССВ), сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) КТС «Энергия+».

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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

-    средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485

поступает на входы двух модулей интерфейсов групповых (МИГ), далее по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на входы GPRS-модема, и по основному каналу GPRS связи данные поступают в ИВК. При отказе основного канала связи цифровой сигнал с выходов МИГ по проводным линиям связи интерфейса RS-232 поступает на входы GSM-модема, и по резервному каналу GSM связи данные поступают в ИВК.

На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Саратовское РДУ 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, 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 электрической энергии и мощности.

Доступ к информации, хранящейся в базе данных серверов, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/GPS-приемника точного времени типа УСВ-Г, часы сервера БД и счетчиков. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и сервера БД на ±60 мс. Сервер БД осуществляет синхронизацию времени счетчиков. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера БД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера БД ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии, сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО КТС «Энергия+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблицах 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО КТС «Энергия+»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Ядро: Энергия + (файл kernel6.exe)

Запись в БД: Энергия + (файл Writer.exe)

Сервер устройств: Энергия + (файл IcServ.exe)

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже v. 6.6

Цифровой идентификатор ПО

E08AA8B6AC1A19CC

FDC84EA5CDA1BFEE

D076EE4C555DEF369

A1E85C4F7BD3168

18CA83DCDF 4F0E529 D4EDA2746072877

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ

Номер и наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер/

УССВ

1

2

3

4

5

1

ПС 35/6 кВ Коммунар, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.2

A

C

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59

A

B

C

НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-69

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

2

ПС 35/6 кВ Коммунар, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.10

A

C

ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59

A

B

C

НТМК- 6У4 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 323-49

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

3

ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.6

A

C

ТПОЛ -10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 1261-08

A

B

C

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

КТС

«Энергия+»

Рег.№

21001-11

УСВ-Г

Рег.№

61380-15

4

ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.3

A

C

ТПОЛ -10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 1261-08

A

B

C

НТМИ-6(1) Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

5

ПС 35/6 кВ «АЦИ» ТСН-1,2

A

B

C

Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 22656-07

A

B

C

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

6

ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.19

A

C

ТПЛ Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 47958-11

A

B

C

НТМИ-6(1) Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

1

2

3

4

5

7

ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.11

A

C

ТПЛ Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 47958-11

A

B

C

НТМИ-6(1) Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

КТС

«Энергия+»

Рег.№

21001-11

УСВ-Г

Рег.№

61380-15

8

ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.23

A

C

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1261-08

A

B

C

НТМИ-6(1) Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

9

ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.21

A

C

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1261-08

A

B

C

НТМИ-6(1) Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

10

ПС 35/6 кВ АЦИ, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.27

A

C

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1261-08

A

B

C

НТМИ-6(1) Кл.т. 0,5 6000/100 Рег.№ 831-53

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 3669717

Примечания:

1    Допускается замена ТТ, ТН, 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 УССВ 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 их неотъемлемая часть.

4    (1) Указанные трансформаторы напряжения подключены к шести счетчикам измерительных каналов №№ 4, 6-10.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИ

ИС КУЭ

Номера

ИК

Вид электроэнергии

Границы основной погрешности (±5), %

Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %

1-4, 6-10

Активная

Реактивная

1,1

2,3

2,9

4,7

5

Активная

Реактивная

0,9

1,9

2,8

4,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

10

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином

от 98 до 102

ток, % от 1ном

от 5 до 120

коэффициент мощности

0,9

частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

напряжение, % от Ином

от 90 до 110

ток, % от 1ном для ИИК

от 5 до 120

коэффициент мощности:

cos9

0,5 до 1,0

sin9

от 0,5 до 0,87

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения

счетчиков, °С

от +5 до +35

температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ-Г:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

ИВК КТС «Энергия+» (регистрационный номер в Федеральном

информационном фонде 21001-11):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

1900

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

счетчики СЭТ-4ТМ.03М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, 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:

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий:

-    в журнале событий счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика;

испытательной коробки; сервера БД.

-    защита информации на программном уровне:

результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой

подписи);

установка пароля на счетчик; установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

10

Трансформатор тока

ТПЛ-10

4

Трансформатор тока

ТПЛ

4

Трансформатор тока

Т-0,66 У3

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

1

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2

Трансформатор напряжения

НТМК-6У4

1

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М

9

Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.08

1

Устройство синхронизации системного времени

УСВ-Г

1

Сервер

КТС «Энергия+»

1

ПО

КТС «Энергия+»

1

Формуляр-паспорт

69-19-С-ФО

1

Методика поверки

МП КЦСМ-178-2019

1

Поверка

осуществляется по документу МП КЦСМ-178-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО «НЭСК» АО «ХайдельбергЦемент Волга». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 11.10.2019 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6V3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»; и/или по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    Счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу: ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

-    УСВ-Г - по документу НЕКМ.426489.037 МП «Инструкция. Устройства синхронизации времени по сигналам ГНСС ГЛОНАСС/GPS УСВ-Г. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2015 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04).

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 «НЭСК» АО «ХайдельбергЦемент Волга»», аттестованном ООО «Альфа-Энерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311785 от 15.08.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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