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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Промышленный парк Уссурийский"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

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

Развернуть полное описание