Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» первая очередь с Изменением № 2 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, 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 распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включает в себя следующие
уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер с программным обеспечением (далее по тексту - ПО) КТС «Энергия +», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), GPS-приемник, 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 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 уровне ИВК осуществляется обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в 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 по 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. Резервный канал передачи данных заинтересованным субъектам оптового рынка реализован посредствам модема ZyXEL.
Основной канал связи обеспечивает скорость передачи данных не менее 28800 бит/сек и имеет коэффициент готовности не хуже 0,95.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), построенную на функционально объединённой совокупности программно-технических средств измерений и коррекции часов устройств, и включает в себя приемник меток времени GPS, устройство сервисное, модули интерфейсов групповые (МИГ), сервер ИВК и счетчики электрической энергии.
Приёмник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ) («шесть точек»), которые поступают на устройство сервисное. Устройство сервисное принимает СПВ от приёмника меток времени GPS, и по началу шестого СПВ производит синхронизацию корректора времени, встроенного в устройство сервисное. Корректор времени представляет собой таймер, ведущий часы, минуты, секунды, миллисекунды.
Сервер ИВК по интерфейсу RS-232C каждую секунду обращается к устройству сервисному, считывает с корректора показания таймера и сравнивает с показаниями своего таймера. При расхождении таймера сервера и корректора более чем на 60 мс, сервер ИВК корректирует свой таймер по показаниям таймера корректора времени. На сервере ИВК установлена программа «NTP-сервер», которая использует таймер сервера ИВК в качестве опорного источника.
Коррекция часов счётчиков электрической энергии осуществляется с помощью МИГ с использованием технологии NTP. Интегрированный в МИГ «NTP-клиент» по сети GPRS с заданным интервалом выполняет синхронизацию собственного таймера с NTP-сервером на ИВК. При условии, что собственный таймер МИГ синхронизирован с NTP-сервером, МИГ обеспечивает проверку часов счётчиков, подключенных к нему, и при расхождении часов счётчиков с таймером МИГ более ±2 с производит синхронизацию часов счётчиков. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Комплекс технических средств «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 таблице 1. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентиф икационное 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. 6.5 |
| Цифровой идентификатор ПО | B26C3DC337223E64306 8D2678B83E7FE | 28D3B14A74AC235 8BF E3C1E134D5CCDE | 444971B1FA5BB1533F 43A339F8186C7B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | Сервер | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 43 | ТП 3321 СШ 2 яч. 6 ф. 9 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № Н3035 Зав. № Н3027 Зав. № Н3042 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811162365 Рег. № 36697-12 | КТС «Энергия+» Рег. № 21001-11 | Активная Реактивная | 0,8 1,9 | 2,8 4,6 |
| 44 | ТП 3321 СШ 2 яч. 6 ф. 12 | ТТИ-30 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № F32658 Зав. № F32661 Зав. № F32664 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811162345 Рег. № 36697-12 | Активная Реактивная | 0,8 1,9 | 2,8 4,6 |
| 45 | ТП 3321 СШ 2 яч. 7 ф. 16 | ТТИ-40 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № F37551 Зав. № F37549 Зав. № F37523 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811162366 Рег. № 36697-12 | Активная Реактивная | 0,8 1,9 | 2,8 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | ТТИ-30 | | | | | | |
| | | Кл.т. 0,5 | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | | | 0,8 | 2,8 |
| | ТП 3321 СШ 1 яч. 2 ф. 2 | 200/5 | | Кл. т. 0,2S/0,5 | | Активная |
| 46 | Зав. № F32669 | - | Зав. № 0811162324 | | | | |
| | Зав. № F32665 | | | | Реактивная | 1,9 | 4,6 |
| | | Зав. № F32666 | | Рег. № 36697-12 | | |
| | | Рег. № 28139-12 | | | | | | |
| | | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 35181 Зав. № 2989 Рег. № 1276-59 | ЗНОЛП-10У2 | | | | | |
| | РП «Бетон» I | Кл.т. 0,5 10000V3/100V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | | Активная | 1,3 | 2,9 |
| 80 | с.ш. яч. 17 ТП | Зав. № 0003174 | Зав. № 0811162941 | | | | |
| | ООО «Интэк» | Зав. № 0003175 | | | Реактивная | 2,3 | 4,7 |
| | | Зав. № 0003183 Рег. № 23544-07 | Рег. № 36697-12 | КТС «Энергия+» | |
| | РП «Бетон» II | ТПОЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 1470 Зав. № 1168 Рег. № 1261-08 | ЗНОЛП-10У2 Кл.т. 0,5 10000V3/100V3 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 | Рег. № 21001-11 | Активная | 1,3 | 2,9 |
| 81 | с.ш. яч. 2 ТП- | Зав. № 0003184 | Зав. № 0811162659 | | | | |
| | ООО «Интэк» | Зав. № 0003170 | | | Реактивная | 2,3 | 4,7 |
| | | Зав. № 0003157 | Рег. № 36697-12 | | |
| | | Рег. № 23544-07 | | | | | |
| | | ТТИ-А | | | | | | |
| | | Кл.т. 0,5 | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | | | 0,8 | 2,8 |
| | | 600/5 | | Кл. т. 0,2S/0,5 | | Активная |
| 175 | КТП 3039 ф.6 | Зав. № Н14201 | - | Зав. № 0811162358 | | | | |
| | | Зав. № Н14393 | | | | Реактивная | 1,9 | 4,6 |
| | | Зав. № Н14210 | | Рег. № 36697-12 | | |
| | | Рег. № 28139-12 | | | | | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 176 | КТП 3039 ф.2 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № Н14382 Зав. № Н14197 Зав. № Н14373 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811162351 Рег. № 36697-12 | | Активная Реактивная | 0,8 1,9 | 2,8 4,6 |
| 177 | БКТП 3041 яч.1 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № Н14209 Зав. № Н14398 Зав. № Н14389 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811162766 Рег. № 36697-12 | | Активная Реактивная | 0,8 1,9 | 2,8 4,6 |
| 178 | БКТП 3041 яч. 7 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № Н14384 Зав. № Н14218 Зав. № Н14375 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0811162205 Рег. № 36697-12 | | Активная Реактивная | 0,8 1,9 | 2,8 4,6 |
| 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 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 10 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Uном | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | от 1 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 Uном | от 90 до 110 |
| ток, % от !ном | от 1 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: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для 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: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | 30 |
| сут, не менее | |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | 3,5 |
| средств измерений, лет, не менее | |
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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика 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);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (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 |
| Трансформаторы тока | ТТИ-А | 15 шт. |
| Трансформаторы тока | ТТИ-30 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТТИ-40 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 2 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 У3 | 2 шт. |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-10У2 | 6 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 8 шт. |
| ИВК | КТС «Энергия+» | 2 шт. |
| Методика поверки | МП РЦСМ-006-2017 | 1 шт. |
| Паспорт-формуляр | 153-16-ФО Изменение №2 | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП РЦСМ-006-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» первая очередь с Изменением № 2. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Рязанский ЦСМ» 21.09.2017 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- КТС «Энергия+» - в соответствии с документом методика поверки, приведенной в Руководстве по эксплуатации НЕКМ.421451.001 РЭ и утвержденной руководителем ФГУ «Пензенский ЦСМ» 25.02.2011 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор-3.3Т» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 31953-06).
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 эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» первая очередь с Изменением № 2
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" первая очередь с Изменением № 2](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" первая очередь с Изменением № 2"){kind=logo}
69591-17: Методика поверки МП РЦСМ-006-2017Скачать7.1 Мб