Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РУ-110 кВ, РУ-35 и РУ-0,4 кВ для присоединения Казачьей ВЭС к электрическим сетям. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РУ-110 кВ, РУ-35 и РУ-0,4 кВ для присоединения Казачьей ВЭС к электрическим сетям

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

Назначение

Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РУ-110кВ, РУ-35 кВ и РУ-0,4 кВ для присоединения Казачьей ВЭС к электрическим сетям (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации времени (УСВ) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и хранения данных (сервер), программный комплекс (ПК) «Энергосфера», каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), 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 поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, формирование, хранение и передача полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

От сервера информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на

АРМ.

Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной цифровой подписи субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).

Сравнение показаний часов УСПД с УСВ осуществляется не реже 1 раза в час, корректировка часов УСПД производится при обнаружении расхождения часов УСПД с УСВ.

Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется не реже 1 раза в час, корректировка часов сервера производится при обнаружении расхождения часов сервера с часами УСПД, на величину не более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД 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 ПК «Энергосфера». 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 «Энергосфера» 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 «Эне

а»

р

е

ф

с

о

г

р

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

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

элек-

триче-

ской

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСИД

УСВ

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях

(±5), %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

Казачья ВЭС, ОРУ-110 кВ, ввод 110 кВ отпайки от ВЛ 110 кВ 1ИШ -Волченская ИТФ с отпайкой на Казачью ВЭС

ТАТ Кл.т. 0,2 S 800/5 Рег. № 29838-11 Фазы: А; В; С

VTA Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 57420-14 Фазы: А; В; С

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

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704919

ИСС-2 Рег. № 71235-18

HP ProLiant DL380 Gen10

Актив

ная

Реак

тивная

0,6

1,1

1,5

2,9

2

Казачья ВЭС РУ-35 кВ 1 СШ 35 кВ яч. №6, КЛ-35 кВ от ИКУ-35 кВ №4 МУ ВЭС

ТОЛ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5 S 600/5 Рег. № 70106-17 Фазы: А; В; С

ЗНОЛИ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 67628-17 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,6

6,0

3

Казачья ВЭС РУ-35 кВ 1 СШ 35 кВ яч. №4, КЛ-35 кВ от ИКУ-35 кВ №3 МУ ВЭС

ТОЛ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 70106-17 Фазы: А; В; С

ЗНОЛИ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 67628-17 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,6

6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

4

Казачья ВЭС РУ-35 кВ 1 СШ 35 кВ яч. №3, КЛ-35 кВ от ПКУ-35 кВ №2 МУ ВЭС

ТОЛ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 800/5 Рег. № 70106-17 Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 67628-17 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

ЭКОМ-3000 Рег. № 1704919

ИСС-2 Рег. № 71235-18

HP ProLiant DL380 Gen10

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,6

6,0

5

Казачья ВЭС РУ-35 кВ 1 СШ 35 кВ яч. №2, КЛ-35 кВ от ПКУ-35 кВ №1 МУ ВЭС

ТОЛ-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 70106-17 Фазы: А; В; С

ЗНОЛП-СВЭЛ-35 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 67628-17 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,6

6,0

6

С, В, В Э к к -1 В ,4 ,4 Н-

ья ,0 0, С чь Н д Т азач СН во от

й в®

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5 S 300/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,9

2,9

4,8

7

Казачья ВЭС, ЩСН 0,4кВ, Ввод 0,4кВ от ДГУ

Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,9

2,9

4,8

8

Казачья ВЭС РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4кВ от Т-3 35/0,4 кВ

ТШП М-0,66 У3 Кл.т. 0,5 S 300/5 Рег. № 59924-15 Фазы: А; В; С

-

СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

0,9

1,9

2,9

4,8

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU)

±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 мин.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от Ьом; cos9 = 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. Допускается замена УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ 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

Количество ИК

8

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от №ом ток, % от !ном

коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105 от 1 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином ток, % от 1ном

коэффициент мощности СОБф частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера и УСПД, °С

от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от -10 до +35

от +10 до +30

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ:

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

220000

2

350000

2

125000

0,5

70000

1

1

2

Глубина хранения информации:

для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

114

при отключении питания, лет, не менее

10

для УСПД:

суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии,

потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее

45

при отключении питания, лет, не менее

5

для сервера:

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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и УСИД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в сервере.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСИД;

сервера.

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

счетчиков электрической энергии;

УСИД;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

УСИД (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована);

сбора не реже одного раза в сутки (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 встроенные

ТАТ

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-СВЭЛ-35

12

Трансформаторы тока

Т-0,66 У3

6

Трансформаторы тока

ТШП М-0,66 У3

3

Трансформаторы напряжения

VTA

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-СВЭЛ-35

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

8

Устройства сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

Устройство синхронизации времени

ИСС-2

1

Сервер

HP ProLiant DL380 Gen 10

1

Методика поверки

МП ЭПР-273-2020

1

Паспорт-формуляр

ЭНКП.411711 .АИИС.032 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-273-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РУ-110кВ, РУ-35 кВ и РУ-0,4 кВ для присоединения Казачьей ВЭС к электрическим сетям. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 13.08.2020 г.

Основные средства поверки:

-    в соответствии с документами на поверку средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;

-    блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ РУ-110кВ, РУ-35 кВ и РУ-0,4 кВ для присоединения Казачьей ВЭС к электрическим сетям», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) РУ-110кВ, РУ-35 кВ и РУ-0,4 кВ для присоединения Казачьей ВЭС к электрическим сетям

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

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

Развернуть полное описание