Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СГС ПЛЮС» Севастопольская ТЭЦ (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 распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и 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 сервер с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места (АРМ), 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.
Для ИК №№ 1-8 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на вход конвертера интерфейса RS-485/Ethernet. Далее сигнал по каналу связи Ethernet поступает на вход конвертера интерфейсов Ethernet/ВОЛС и по волоконно-оптической линии связи поступает на сетевой маршрутизатор, который передает данные по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet на сервер.
Для ИК №№ 9, 10 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи с интерфейсом RS-485 поступает на конвертер интерфейсов RS-485/Ethernet и далее по каналу связи Ethernet поступает на сетевой маршрутизатор, который передает данные по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet на сервер.
На сервере осуществляется обработка полученных данных, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» Черноморское 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
0 порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу не реже
1 раза в час, коррекция часов производится при расхождении на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчика с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчика производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с.
Передача информации от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии не ниже 8.0. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | Севастопольская ТЭЦ, ОРУ 35 кВ, яч. № 5, ВЛ 35 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-1 левая | ТВ-35/25 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3187-72 Фазы: А; В; С | НОМ-35 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 187-49 Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | HPE ProLiant ML10 Gen9 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 2 | Севастопольская ТЭЦ, ОРУ 35 кВ, яч. №4, ВЛ 35 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-1 правая | ТВ-35/25 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3187-72 Фазы: А; В; С | НОМ-35* Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 187-49 Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 3 | Севастопольская ТЭЦ, ОРУ-35 кВ, яч. №9, ВЛ 35кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-3 | ТВ-35/25 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 3187-72 Фазы: А; В; С | НОМ-35* Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 187-49 Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 4 | Севастопольская ТЭЦ, ОРУ 110 кВ, яч. №1, ВЛ 110 кВ Севастопольская ТЭЦ - ПС-11 -ПС-15 с отпайкой на ПС-19 | ТНДМ-110 Кл.т. 0,5 600/5 Рег N° *** Фазы: А; В; С | НКФ-110* Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-06 Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | Активная Реактивная | 1,1 2,2 | 3,2 5,6 |
| 5 | Севастопольская ТЭЦ, ОРУ 110 кВ, яч. №9, ВЛ 110 кВ Севасто | ТВ-110 Кл.т. 0,5 600/5 | НКФ-110* Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | | Активная | 1,1 | 3,2 |
| | польская ТЭЦ - ПС-12 с отпайкой на ПС-2 | Рег. № 46101-10 Фазы: А; В; С | Рег. № 26452-06 Фазы: А; В; С | | Реактивная | 2,2 | 5,6 |
| 6 | Севастопольская ТЭЦ, ОРУ 110 кВ, яч. №0 ВЛ 110 кВ Севасто | ТВ-110 Кл.т. 0,5 600/5 | НКФ-110** Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | | Активная | 1,1 | 3,2 |
| | польская ТЭЦ - ПС-17 с отпайкой на ПС-19 | Рег. № 46101-10 Фазы: А; В; С | Рег. № 26452-06 Фазы: А; В; С | | Реактивная | 2,2 | 5,6 |
| 7 | Севастопольская ТЭЦ, ОРУ 110 кВ, яч. №4, ВЛ 110 кВ Севасто- | ТВ-110 Кл.т. 0,5 600/5 | НКФ-110* Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | HPE ProLiant ML10 Gen9 | Активная | 1,1 | 3,2 |
| | польская ТЭЦ -Севастополь правая | Рег. № 46101-10 Фазы: А; В; С | Рег. № 26452-06 Фазы: А; В; С | Реактивная | 2,2 | 5,6 |
| 8 | Севастопольская ТЭЦ, ОРУ 110кВ, яч. №6, ВЛ 110кВ Севасто- | ТВ-110 Кл.т. 0,5 600/5 | НКФ-110** Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | | Активная | 1,1 | 3,2 |
| | польская ТЭЦ -Севастополь левая | Рег. № 46101-10 Фазы: А; В; С | Рег. № 26452-06 Фазы: А; В; С | | Реактивная | 2,2 | 5,6 |
| | | ТЛШ-10 | НОМ-10 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | | | | |
| 9 | ТГ-2 | Кл.т. 0,5 2000/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| | | Рег. № 64182-16 | Рег. № 363-49 | | Реактивная | 2,5 | 5,7 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: А; С | | | | |
| | | ТОЛ-10 | НТМИ-10 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 64450-16 | | | | |
| 10 | ТГ-3 | Кл.т. 0,5 2000/5 | Кл.т. 0,5 10000/100 | HPE ProLiant ML10 Gen9 | Активная | 1,3 | 3,3 |
| | | Рег. № 47959-16 | Рег. № 831-69 | Реактивная | 2,5 | 5,7 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | | | |
| Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с. |
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 5 % от !ном, cosj = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012.
5 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.
6 *, ** Указанные трансформаторы входят в состав нескольких измерительных каналов.
7 *** тт типа ТНДМ-110 применяются только на территории Республики Крым и города федерального значения Севастополь до 31.12.2020 г.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 10 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от №ом ток, % от !ном коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от №ом ток, % от !ном коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -15 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 2 100000 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113 5 3,5 |
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.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
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, шт./экз |
| Трансформаторы тока | ТВ-35/25 | 9 |
| Трансформаторы тока | ТНДМ-110 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТВ-110 | 12 |
| Трансформаторы тока шинные | ТЛШ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОЛ-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-35 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110 | 6 |
| Трансформаторы | НОМ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 10 |
| Сервер | HPE ProLiant ML10 Gen9 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-046-2017 | 1 |
| Формуляр | ЭНСТ.411711.128.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-046-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СГС ПЛЮС» Севастопольская ТЭЦ. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 15.12.2017 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- 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;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).
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
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СГС ПЛЮС» Севастопольская ТЭЦ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
70280-18: Методика поверки МП ЭПР-046-2017Скачать6.9 Мб