Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование;

Третий уровень (ИВК) - включает в себя: сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе приемника GPS (УССВ-2, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. №) 54074-13); каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных и специальное программное обеспечение (СПО) (Энергосфера® 7.0).

На третьем уровене системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

ИВК также обеспечивает обмен (прием и передачу) измерительной информацией с АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.

Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером БД по каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.

Система учета на базе ПК «Энергосфера®» включает в себя следующие основные компоненты:

БД «Энергосфера®» - база данных системы для долговременного хранения и обработки данных под управлением СУБД MS SQL.

Cервер приложений на основе стандартного web-сервера «MS Internet Information Services (IIS)» версии 6.0 и выше и специализированного программного обеспечения «Энергосфера®» («ядро» ES7.0»).

Web-кабинеты пользователей различных ролей - удаленный доступ пользователей по сети Internet к данным системы с помощью web-браузера.

Сбор и предоставление данных сотрудникам компании-владельца системы выполняется с помощью web-интерфейса «Энергосфера®7.0», а также набора windows-приложений и служб (Сервер опроса, Центр импорта-экспорта, Алармер, CRQ-интерфейс, Консоль администратора, Редактор расчетных схем, АРМ «Энергосфера®», Ручной ввод, Импорт из XLS, Электроколлектор и др.).

АИИС КУЭ на базе ПК «Энергосфера®7.0» обеспечивает решение следующих задач:

Автоматизированный сбор данных по учёту электроэнергии: показания (суточные, месячные, в т.ч. тарифные), профили нагрузки, журналы событий, текущие измерения параметров режима электрической сети.

Расчёт суммарных показателей энергопотребления по различным группам объектов, анализ балансов (приход/расход/отдача/потери электроэнергии на подстанциях, трансформаторных и распределительных пунктах, участках электросетей и прочих объектах, сравнение фактических небалансов с допустимыми значениями).

Формирование сводной отчётности (отчёты о потреблении электроэнергии, реестры и перечни ПУ и прочего оборудования, годовые планы поверок, отчёты о техническом обслуживании, потребительские отчеты и другие).

Ведение нормативно-справочной информации о точках учёта, объектах электросети, электрооборудовании, точках технологического присоединения к электрическим сетям, включая справочники и классификаторы.

Эксплуатационный мониторинг состояний приборов учета, каналов связи, программного и аппаратного обеспечения, регистрация и обработка критических событий, в том числе: нарушение нормальной схемы электроснабжения, вмешательство в оборудование комплекса (санкционированное и несанкционированное), отклонение от режимов потребления, изменение локальных небалансов свыше порогового значения и т.д.

Ведение информации об установках, заменах, техническом обслуживании и ремонте приборов учёта, включая обработку заявок на подключение/отключение.

Ведение единого астрономического времени в элементах, контролируемых АИИС КУЭ.

Администрирование системы, включая управление пользователями, правами пользователей и их доступом к объектам на основе ролевой модели разграничения прав доступа.

Возможность опроса подсистем АИИС на разном уровне: опрос счётчиков, PLC/GPRS-концентраторов (УСПД), АИИС (по предоставляемым интерфейсам).

Централизованная тарифная политика. Автоматическая рассылка тарифных расписаний из центра сбора данных на приборы учёта. Регулярная автоматическая сверка фактических тарифов из счётчиков с тарифными расписаниями в БД, заданных для различных категорий потребителей.

Управление доступом к счётчикам. Генерация и централизованное хранение параметров доступа (паролей) к приборам учёта (ПУ) электрической энергии потребителей.

Удалённое ручное, полуавтоматическое (подготовка заявки по требованиям) ограничение/ отключение нагрузки абонента (если это поддерживает счётчик), выдача разрешения на включение нагрузки.

Информирование абонентов о предстоящем отключении/ ограничении, задолженности, возможной смене тарифа и т.п.

Групповое администрирование системы. Ведение типовых точек учёта, заполнение групп абонентов по шаблонам и из xls-макетов (адреса, ФИО, зав. номер счётчика и т.п.). Типовые правила наименования/создания узлов дерева объектов. Возможность автоматической привязки счётчиков по заданным правилам. Автопривязка счётчиков. Распределенная обработка данных, отложенные пересчёты. «Заморозка» пересчётов (фиксация коммерческих данных, запрет изменений).

Web-интерфейс для предоставления учётных данных и отчётных документов клиентам системы. Единая политика раздачи прав доступа и парольных ограничений. Диалоговый режим работы с клиентом (подача заявок, самостоятельный ввод показаний приборов учёта и т.п.).

Интеграция с внешними системами (биллинговые системы, классификаторы адресов, ГИС-системы).

Интеграция с системой документооборота предприятия на базе решения MS SharePoint.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения от 1 до 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи проводных линий связи (интерфейс RS-485) поступает на входы УСПД, где производится сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК Центра сбора данных АИИС КУЭ филиала ПАО «МРСК Волги» - Ульяновские РС, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача в заинтересованные организации.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе, в состав ИВК и УСПД входит устройство синхронизации системного времени (УССВ). Устройство синхронизации системного времени обеспечивает автоматическую синхронизацию часов сервера (ИВК), при превышении порога ±1 с происходит коррекция часов сервера. Синхронизация часов УСПД выполняется по команде коррекции времени поступающей с верхнего уровня (ИВК), коррекция проводится при расхождении часов УСПД и ИВК на значение, превышающее ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД при расхождении более чем на ±3 с. Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по каналу GSM/GPRS, задержками в линиях связи пренебрегаем ввиду малости значений.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии «Энергосфера». Информационно-измерительная система «Энергосфера» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.

Идентификационные данные Информационно-измерительной системы «Энергосфера», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Системы автоматизированные информационно-измерительные «Энергосфера»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 7.0

Цифровой идентификатор ПО

контрольная сумма файла pso metr.dll CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.

Уровень защиты - высокий, в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ

№№

ИК

Диспетчерское наименование точки учёта

Состав ИК АИИС КУЭ

Вид

электроэнергии

Трансформатор тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик статический трёхфазный переменного тока активной/реактивн ой энергии

УСПД/УССВ

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ,

ВЛ - 110 кВ Ключики -Евлашево с отпайкой на ПС Никулино

ТОГФ-110Ш-УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 61432-15

НКФ-110; НКФ-110-57У1; НКФ-110 ф. А, В, С (1 с.ш.) кл. т. 0,5 Ктн = 110000/V3/100/V3 рег. № 26452-06; 14205-94; 26452-06

СЭТ-4 ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14 УССВ-2 рег. № 54074-13

активная

реактивная

2

ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ,

ВЛ - 110 кВ Ключики -Курмаевка тяговая с отпайками

ТОГФ-110Ш-УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 61432-15

НКФ-110-57У1 ф. А, В, С (2 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн = 110000/V3/100/V3 рег. № 14205-94

СЭТ-4 ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17

активная

реактивная

3

ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ,

CВ - 110 кВ

ТОГФ-110Ш-УХЛ1 кл.т. 0,2S Ктт = 300/5 рег. № 61432-15

НКФ-110; НКФ-110-57У1; НКФ-110 ф. А, В, С (1 с.ш.) кл. т. 0,5 Ктн = 110000/V3/100/V3 рег. № 26452-06; 14205-94; 26452-06

СЭТ-4 ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17

активная

реактивная

1

2

3

4

5

6

7

4

ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ, С - 1 - Т

ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 2793-88

НКФ-110; НКФ-110-57У1; НКФ-110 ф. А, В, С (1 с.ш.) кл. т. 0,5 Ктн = 110000/V3/100/V3 рег. № 26452-06; 14205-94; 26452-06

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17

ЭКОМ-3000 рег. № 17049-14 УССВ-2 рег. № 54074-13

активная

реактивная

5

ПС 110 кВ Никулино, ОРУ - 110 кВ, С - 2 - Т

ТФЗМ-110Б-1У1 кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 2793-88

НКФ-110-57У1 ф. А, В, С (2 с.ш.) кл.т. 0,5 Ктн = 110000/V3/100/V3 рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М кл.т. 0,2S/0,5 рег. № 36697-17

активная

реактивная

Примечания

1    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.

2    Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Метрологические ха

эактеристики ИК (активная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±5), %

Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), %

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

cos ф = 1,0

cos ф = 0,8

cos ф = 0,5

1

2

3

4

5

6

7

8

1 - 3

(ТТ 0,2S; Ш 0,5; Сч 0,2S)

0,01(0,02)^1 < I1 < 0,05Iнl

1,1

1,3

2,1

1,3

1,5

2,2

0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl

0,8

1,0

1,7

1,0

1,2

1,8

0,2Iн1 < II < Iн1

0,7

0,9

1,4

0,9

1,1

1,6

Iн1 < I1 < 1,2Iн1

0,7

0,9

1,4

0,9

1,1

1,6

4, 5

(ТТ 0,5; та 0,5; Сч 0,2S)

0,05Iнl < I1 < 0,2Iнl

1,8

2,8

5,4

1,9

2,9

5,5

0,2Iн1 < II < Iн1

1,1

1,6

2,9

1,2

1,7

3,0

1н < II < 1,2^1

0,9

1,2

2,2

1,0

1,4

2,3

Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия)

Номер ИК

Диапазон значений силы тока

Границы интервала основной относительной погрешности ИК (±5), %

Границы интервала относительной погрешности ИК в рабочих условиях эксплуатации (±5), %

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6)

cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87)

1

2

3

4

5

6

1 - 3

(ТТ 0,2S; TН 0,5; Сч 0,5)

0,01(0,02)^1 < Il < 0,05Iнl

2,0

1,6

2,4

2,0

0,05^1 < Il < 0,2Iнl

1,7

1,4

2,2

1,9

0,2^1 < Il < Iel

1,3

1,0

1,9

1,6

Ll < II < 1,2^l

1,3

1,0

1,9

1,6

4, 5

(ТТ 0,5; та 0,5; Сч 0,5)

0,05^1 < Il < 0,2Iнl

4,4

2,7

4,6

3,0

0,2^l < II < Iнl

2,4

1,5

2,8

2,0

Ll < II < 1,2^l

1,9

1,2

2,3

1,7

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ (±5), с

5

Примечания

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

2    Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.

3    Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30°С.

4    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

5

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 99 до 101

- ток, % от ^ом

от 100 до 120

- коэффициент мощности cosj

0,8

температура окружающей среды, °C

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от U^

от 90 до 110

- ток, % от ^ом

от 2(5) до 120

- коэффициент мощности

от 0,5 инд до 0,8 емк

диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C:

- для ТТ и ТН

от -10 до +40

- для счетчиков

от -40 до +60

- для УСПД ЭКОМ-3000

от 0 до +40

- для УССВ-2

от -10 до +55

магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более

0,5

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД ЭКОМ-3000:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч

45000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Г лубина хранения информации

счетчики электрической энергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух

направлениях, лет, не более

5

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств

измерений, лет, не менее

3,5

ИВКЭ:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут,

не менее

45

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:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени.

Защищенность применяемых компонентов:

наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-УСПД;

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.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра 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 5.

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТОГФ-1ЮШ-УХЛ1

9 шт.

Трансформатор тока

ТФЗМ-110Б-1У1

6 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ-110

2 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ-110-57У1

4 шт.

Счётчик электрической энергии трёхфазный многофункциональный

СЭТ-4 ТМ.03М

5 шт.

УСПД

ЭКОМ-3000

1 шт.

Устройство синхронизации времени

УССВ -2

1 шт.

Методика поверки

МП 206.1-077-2018

1 экз.

Паспорт-формуляр

АУВП.411711.МРСК.001.18.ПС-ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 206.1-077-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 29.03.2018 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 по МИ 2925-2005 Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя;

-    средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    средства измерений МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;

-    для УСПД ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.007 МП «Устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 20.04.2014 г.;

-    для УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), рег. № 27008-04;

-    термогигрометр CENTER (мод.314), рег. № 22129-09.

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 и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений АИИС КУЭ RA.RU.311298/006-2018 от 19.02.2018 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПС 110 кВ Никулино

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