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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ЮК ГРЭС"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ЮК ГРЭС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 (далее - УСПД), устройство синхронизации времени (далее - УСВ), входящее в УСПД, каналообразующую аппаратуру и технические средства обеспечения электропитания.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ПАО «ЮК ГРЭС», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».

ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» другим заинтересованным субъектам.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи и с помощью GSM связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям стандарта Ethernet на сервер БД.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка и анализ измерительной информации, осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование архивов, резервное копирование, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется с сервера БД или АРМ операторов, по внешнему каналу связи. В качестве внешнего основного канала связи используется канал связи стандарта Ethernet. Результаты измерений передаются автоматически, в виде электронных документов XML-формата. К файлу отчета автоматически прикрепляется электронная подпись (ЭП).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя УСВ на GPS-приемнике, входящее в состав УСПД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов УСПД сихронизировано с сигналами точного времени от GPS-приемника. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера БД и счетчиков. Сравнение времени сервера с временем УСПД осуществляется при каждом опросе и коррекция времени выполняется при расхождении времени сервера и часов УСПД более, чем на ±2 с. При каждом сеансе связи происходит сравнение времени УСПД «ЭКОМ-3000» с временем счетчиков. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении с временем УСПД «ЭКОМ-3000» более, чем на ±2 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.

Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» версии не ниже 7.1, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные признаки

Значение

Идентификационное наименование ПО

ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

СВЕБ6Е6СА69318ВЕБ976Е08А2ВВ7814В

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

о,

е

ме

о

Н

Наименование

объекта

Измерительные компоненты

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счётчик

УСПД/

Сервер

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих усло-виях,%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-1 (10,5кВ)

ТЛШ-10-1-У3

Кл. т. 0,2S Ктт 4000/5 Рег. № 11077-07

НОМ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 363-49

А1801RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09/ ProLiant DL380 G5

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,5

±2,3

2

ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-2 (10,5кВ)

ТЛШ-10-1-У3 Кл. т. 0,2S Ктт 4000/5 Рег. № 11077-07

НОМ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 363-49

А1801RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,5

±2,3

3

ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-3 (10,5кВ)

ТЛШ-10-1-У3 Кл. т. 0,2S Ктт 4000/5 Рег. № 11077-07

НОМ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 363-49

А1801RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,5

±2,3

4

ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-4 (10,5кВ)

ТШВ15 Кл. т. 0,5 Ктт 8000/5 Рег. № 5718-76

НОМ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 363-49

А1801RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±1,1

±2,6

±2.9

±4,5

5

ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-5 (10,5кВ)

GSR

Кл. т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 25477-03

ЗНОЛП Кл. т. 0,5 Ктн 11000:V3/100:V3 Рег. № 23544-07

А1801RALXQV-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,5

±2,3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

6

ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-6 (10,5кВ)

ТШВ15 Кл. т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 5718-76

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

А1801ЯАЬХ0У-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09/ ProLiant DL380 G5

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,5

±2,3

7

ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-7 (10,5кВ)

ТЛШ-10-1-У3

Кл. т. 0,2S Ктт 4000/5 Рег. № 11077-07

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

А1801ЯАЬХ0У-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,5

±2,3

8

ЮжноКузбасская ГРЭС, ТГ-8 (10,5кВ)

ТШВ15 Кл. т. 0,2 Ктт 8000/5 Рег. № 5718-76

НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69

А1801ЯАЬХ0У-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,1 S/0,2 Рег. № 31857-11

активная

реактивная

±0,8

±1,7

±1,5

±2,3

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с

±5

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Погрешность в рабочих условиях указана cosj = 0,8 инд 1=0,02(0,05) 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 8 от 0 до плюс 40 °C.

4.    Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.

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.

6.    Допускается замена УСПД на аналогичные утвержденных типов.

7.    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

8

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 100 до 120

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cosj

0,9

»-» о/'ч

- температура окружающей среды, С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 2 до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, С:

от -40 до +60

- температура окружающей среды в месте расположения

сервера, С

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее:

для электросчетчика A1801RALХQV-Р4GB-DW-4

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ не менее, ч

для УСПД ЭКОM-3000

75000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, сутки, не менее

114

- при отключении питания, лет, не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления по каждому каналу и электропотребление за

месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

- сохранение информации при отключении питания, лет, не

менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    электросчетчика;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    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 АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Наименование

Тип (обозначение)

Количество, шт./экз.

Трансформатор тока

ТЛШ-10-1-У3

12

Трансформатор тока

ТШВ15

9

Трансформатор тока

GSR

3

Трансформатор напряжения

НОМ-10

8

Трансформатор напряжения

ЗНОЛП

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-10-66

3

Счётчик электрической энергии многофункциональный

A1801RALХQУ-Р4GB-

DW-4

8

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

Сервер

ProLiant DL380 G5

1

Программное обеспечение

ПК «Энергосфера»

1

Методика поверки

МП 028-2019

1

Паспорт-Формуляр

РЭСС.411711.АИИС.595

ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП 028-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ЮК ГРЭС». Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 01.04.2019 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»;

-    по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;

-    по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;

-    счетчиков A1801RALХQV-Р4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;

-    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;

-    метеометр МС 200А, Рег. № 27468-04.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ЮК ГРЭС», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 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. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание