Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» третья очередь (далее - 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.
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, сервер баз данных (БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), АРМы 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 и 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 GPS-приемника точного времени, 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+»
| Идентиф икационные 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 FDC84EA5 CDA1BFEE | D076EE4C555DEF369 A1E85C4F7BD3168 | 18CA83DCDF4F0E529 D4EDA2746072877 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Номер и наименование ИК
УССВ/Сервер
Счетчик
ТТ
ТН
1
2
3
4
5
A
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
ТТИ-А Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 28139-12
КТП «123» 6/0,4 кВ РУ- 0,4 кВ КЛ-0,4 кВ
A
B
C
153
B
C
ПС «Плодовое» 35/0,4 кВ РУ- 0,4 кВ Яч. 1, КЛ-1 в направлении компрессорной, Л-1
A
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 52667-13
A
B
C
154
B
C
A
КТС
«Энергия+»
Рег.№
21001-11
ПС «Плодовое» 35/0,4 кВ РУ- 0,4 кВ Яч. 2, КЛ-2 в направлении производства, Л-2
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
ТОП-0,66 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 57218-14
A
B
C
155
B
C
ПС
«Плодовое» 35/0,4 кВ РУ- 0,4 кВ Яч. 3, КЛ-3 в направлении компрессорной, Л-3
A
СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12
Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 52667-13
A
B
C
B
C
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 1 |
| 157 | ПС «Плодовое» 35/0,4 кВ РУ- 0,4 кВ Яч. 4, КЛ-4 в направлении производства, Л-4 | A B C | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 52667-13 | A B C | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | КТС «Энергия+» Рег.№ 21001-11 |
| 158 | ЦРП 6 кВ; РУ-6 кВ I с.ш.-6 кВ; Ячейка №4, Ф-54 | A C | ТЛО-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 25433-11 | A B C | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 159 | ЦРП 6 кВ; РУ-6 кВ II с.ш.-6 кВ; Ячейка № 11, Ф-57 | A C | ТЛО-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 25433-11 | A B C | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 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 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 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. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Г раницы основной погрешности, (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| 153, 154, | Активная | 0, 8 | 2,8 |
| 155, 156, | | | |
| 157 | Реактивная | 1,9 | 4,6 |
| | Активная | 1,1 | 2,9 |
| 158, 159 | | | |
| | Реактивная | 2,3 | 4,7 |
| Примечания: 1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности | указаны границы интервала, |
| соответствующие вероятности Р = 0,95. | |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 7 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 1 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 ИИК коэффициент мощности: еоБф sin9 частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 0,5 до 1,0 от 0,5 до 0,87 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +35 от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч. ИВК КТС «Энергия+» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 21001-11): среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000 2 1900 1 |
| Глубина хранения информации: счетчики СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113 10 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ± 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. |
| Измерительный трансформатор тока | ТЛО-10 | 4 |
| Измерительный трансформатор тока | ТТИ-А | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 9 |
| Измерительный трансформатор тока | ТОП-0,66 У3 | 3 |
| Измерительный трансформатор напряжения заземляемый | НТМИ-6-66 | 1 |
| Измерительный трансформатор напряжения заземляемый | НАМИТ-10 | 1 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 5 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Сервер | КТС «Энергия+» | 1 |
| ПО | КТС «Энергия+» | 1 |
| Паспорт-формуляр | 153-16-ФО третья очередь | 1 |
| Методика поверки | МП РЦСМ-014-2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП РЦСМ-014-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» третья очередь. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» 16.11.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по документу: ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 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» третья очередь». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 055-RA.RU.311785/2018 от 07.11.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
73869-19: Методика поверки МП РЦСМ-014-2018Скачать511.6 Кб