Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Промышленный парк Уссурийский» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения результатов измерений.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, созданный на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU-327L, устройства синхронизации системного времени типа УССВ-2 и технических средств приема-передачи данных, автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя Центр сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (ПАО «ДЭК»), ЦСОД ООО «Промышленный парк Уссурийский», программное обеспечение (ПО), а также устройство синхронизации системного времени (УССВ), установленное в ЦСОД ПАО «ДЭК» технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
ИВК ЦСОД ООО «Промышленный парк Уссурийский» включает в себя программное обеспечение (ПО) «АльфаЦентр», а также технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
ИВК ПАО «ДЭК» состоит из ЦСОД ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания», ПО «АльфаЦентр», а также устройства синхронизации системного времени УССВ. К серверу ИВК ПАО «ДЭК» подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (АРМ) персонала.
В ИВК АИИС КУЭ предусмотрено выполнение следующих функций:
- получение и передача информации от ЦСОД ПАО «ДЭК» и ЦСОД ООО «Промышленный парк Уссурийский» в формате макета 80020;
- обработку данных и их архивирование;
- доступ к информации и ее передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии (далее - ОРЭ).
Первичные фазные 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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД),а также отображение информации по подключенным устройствам.
Результаты измерений передаются с сервера, установленного в ООО «Промышленный парк Уссурийский» в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0, в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и ЦСОД ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (ПАО «ДЭК»), расположенный в городе Владивосток. ИВК ПАО «ДЭК» один раз в сутки получает информацию за предыдущие сутки от ИВК
ООО «Промышленный парк Уссурийский».
Один раз в сутки ИВК ПАО «ДЭК» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи ПО «АльфаЦентр», в формате XML, и автоматически передает его в АО «СО ЕЭС», в организации - участники оптового рынка и в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) АО «АТС» через IP-сеть передачи данных, с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации времени УССВ-2 и УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС), часы УСПД, сервера и счетчиков.
Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков проводится раз в сутки, при расхождении времени счетчика и УСПД более чем на ±1 с (программируемый параметр).
Синхронизация времени УСПД происходит от устройства синхронизации системного времени УССВ-2 на основе GPS-приемника, подключенного к ИВКЭ, синхронизация происходит один раз в 30 минут в соответствии с метками времени, полученными от УССВ-2 по запросу УСПД. Коррекция производится при расхождении времени более чем на ±1.с.
Синхронизация времени сервера ИВК ООО «Промышленный парк Уссурийский» осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени сервера проводится раз в 30 минут, при расхождении времени сервера и УСПД более чем на ±1 с (программируемый параметр)
В ИВК ПАО «ДЭК» используется устройство синхронизации системного времени УССВ, установленное в ЦСОД ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (ПАО «ДЭК»), принимающее сигналы точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов сервера ИВК выполняется 6 раз в сутки (каждые 4 часа) в соответствии с метками времени, полученными от УССВ по запросу сервера ИВК. Коррекция производится при расхождении времени более чем на ±1с.
Синхронизация времени счетчиков электроэнергии, УСПД и серверов отражаются в соответствующих журналах событий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает ведение журналов фиксации ошибок, фиксацию изменения параметров, защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор метрологически значимой части ПО ac metrology.dll | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Канал измерений | Состав АИИС КУЭ | Б « я Н н н К | УСПД | УССВ | Метрологические характеристики ИК |
| Номер ИК | Диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (рег. №) | Обозначение, тип | Вид энергии | Основная относительная погрешность ИК (±5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ПС 110 кВ "УКФ", ЗРУ-6 кВ, 1 с, яч.9, КЛ-6 кВ Ф-1 | н н | Кт = 0,5 Ктт = 1000/5 № 6009-77 | А | ТОЛ-10 УТ2 | 12000 | RTU-327L рег. № 41907-09 | УССВ-2 рег. № 54074-13 | Активная Реактивная | 1,2 2,5 | 5,7 4,2 |
| В | - |
| С | ТОЛ-10 УТ2 |
| X н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | | Кт = 0,5 S | А | ТПЛ-СЭЩ-10 | | | | | | |
| | | н н | Ктт = 400/5 | В | - | | | | | | |
| | | | № 54717-13 | С | ТПЛ-СЭЩ-10 | | | | | | |
| | | X н | Кт = 0,5 | А | | о о 00 | | | | | |
| 2 | ПС 110 кВ "УКФ", ЗРУ-6 кВ, 1 с, яч.11, КЛ-6 кВ Ф-2 | Ктн = 6000/100 № 2611-70 | В С | НТМИ-6-66 | | | Активная | 1,2 | 5,1 |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | | | Реактивная | 2,5 | 3,9 |
| | | | Кт = 0,5 S | А | ТПЛ-СЭЩ-10 | | | | | | |
| | | н н | Ктт = 400/5 | В | - | | | | | | |
| | | | № 54717-13 | С | ТПЛ-СЭЩ-10 | | | | | | |
| | | X н | Кт = 0,5 | А | | о о 00 | | | | | |
| 3 | ПС 110 кВ "УКФ", ЗРУ-6 кВ, 1 с, яч.13, КЛ-6 кВ Ф-3 | Ктн = 6000/100 № 2611-70 | В С | НТМИ-6-66 | RTU-327L рег. № 41907-09 | УССВ-2 рег. № 54074-13 | Активная | 1,2 | 5,1 |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | Реактивная | 2,5 | 3,9 |
| | | | Кт = 0,5 S | А | ТЛП-10-5 | | | | | | |
| | | н н | Ктт = 400/5 | В | - | | | | | | |
| | | | № 30709-08 | С | ТЛП-10-5 | | | | | | |
| 4 | ПС 110 кВ "УКФ", ЗРУ-6 кВ, 2 с, яч.19, КЛ-6 кВ Ф-4 | X н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 | А В С | НАМИ-10-95 УХЛ2 | о о 00 | | | Активная | 1,2 | 5,1 |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | | | Реактивная | 2,5 | 3,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | | Кт = 0,5 | А | ТОЛ-10 УТ2 | | | | | | |
| | | н н | Ктт = 1000/5 | В | - | | | | | | |
| | | | № 6009-77 | С | ТОЛ-10 УТ2 | | | | | | |
| 5 | ПС 110 кВ "УКФ", ЗРУ-6 кВ, 2 с, яч.23, КЛ-6 кВ Ф-6 | я н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-05 | А В С | НАМИ-10-95 УХЛ2 | о о о (N | | | Активная | 1,2 | 5,7 |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | | | Реактивная | 2,5 | 4,2 |
| | | | Кт = 0,5 | А | ТОЛ-10 УТ2 | | | | | | |
| | | н н | Ктт = 1000/5 | В | - | | | | | | |
| | | | № 6009-77 | С | ТОЛ-10 УТ2 | | | | | | |
| 6 | ПС 110 кВ "УКФ", ЗРУ-6 кВ, 3 с, яч.8, КЛ-6 кВ Ф-12 | я н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 | О о о (N | RTU-327L рег. № 41907-09 | УССВ-2 рег. № 54074-13 | Активная | 1,2 | 5,7 |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-17 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | Реактивная | 2,5 | 4,2 |
| | | | Кт = 0,5 S | А | ТЛП-10-5 | | | | | | |
| | | н н | Ктт = 400/5 | В | - | | | | | | |
| | | | № 30709-08 | С | ТЛП-10-5 | | | | | | |
| 7 | ПС 110 кВ "УКФ", ЗРУ-6 кВ, 3 с, яч.14, КЛ-6 кВ Ф-11 | я н | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 | О о 00 | | | Активная | 1,2 | 5,1 |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | | | Реактивная | 2,5 | 3,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | | Кт = 0,5 | А | ТОЛ-10 УТ2 | | | | | | | |
| | | н н | Ктт = 1000/5 | В | - | | | | | | | |
| | | | № 6009-77 | С | ТОЛ-10 УТ2 | | | | | | | |
| | | К н | Кт = 0,5 | А | | о о о (N | | | | | | |
| 8 | ПС 110 кВ "УКФ", ЗРУ-6 кВ, 4 с, яч.20, КЛ-6 кВ Ф-9 | Ктн = 6000/100 № 2611-70 | В С | НТМИ-6-66 | | | Активная | 1,2 | | 5,7 |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-17 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | | | Реактивная | 2,5 | | 4,2 |
| | | | Кт = 0,5 S | А | ТЛП-10-5 | | RTU-327L | УССВ-2 | | | | |
| | | н н | Ктт = 400/5 | В | - | | рег. № | рег. № | | | | |
| | | | № 30709-08 | С | ТЛП-10-5 | | 41907-09 | 54074-13 | | | | |
| | | К н | Кт = 0,5 | А | | О о 00 | | | | | | |
| 9 | ПС 110 кВ "УКФ", ЗРУ-6 кВ, 4 с, яч.24, КЛ-6 кВ Ф-14 | Ктн = 6000/100 № 2611-70 | В С | НТМИ-6-66 | | | Активная | 1,2 | | 5,1 |
| | Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | | | Реактивная | 2,5 | | 3,9 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Примечания
1 В Таблице 2 в графе «Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, токе ТТ, равном 2(5) % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.
2 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном 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 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - сила тока, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, cosj | 0,87 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - сила тока, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности, cosj | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: | |
| - для ТТ и ТН | от -45 до +40 |
| - для счетчиков | от -40 до +60 |
| - для УСПД | от -20 до +50 |
| - для УССВ-2 | от -10 до +55 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М.01: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| УСПД RTU-327L: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| УССВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 74500 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| 1 | 2 |
| Г лубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее ИВКЭ: | 45 |
| - суточных данных о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут, не менее ИВК: | 45 |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчика и УСПД фиксируются факты:
- попытка несанкционированного доступа;
- факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;
- изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;
- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
- перерывы питания Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации типографическим способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 УТ2 | 8 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-СЭЩ-10 | 4 шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛП-10-5 | 6 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 3 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 9 шт. |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-327L | 1 шт. |
| У стройства синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 шт. |
| Методика поверки | МП-312235-026-2018 | 1 экз. |
| Формуляр | ДЭК.425355.016.ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП-312235-026-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Промышленный парк Уссурийский». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 21.06.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки и/или МИ 2845-2003 Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - в соответствии с документом «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- электросчетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
- устройства сбора и передачи данных RTU-327L - в соответствии с документом ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- устройства синхронизации системного времени УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным руководителем ФБУ «Ростест-Москва»
17.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
- прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Промышленный парк Уссурийский», аттестованном ООО «РусЭнергоПром», аттестат аккредитации № RA.RU.312149 от 04.05.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Промышленный парк Уссурийский»
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
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72545-18: Методика поверки МП-312235-026-2018Скачать832.6 Кб