Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Татэнергосбыт" четырнадцатая очередь. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Татэнергосбыт" четырнадцатая очередь

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Татэнергосбыт» четырнадцатая очередь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й уровень - измерительно - вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее-УСПД) - контроллер сетевой индустриальный СИКОН С1, каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) (далее по тексту - сервер ИВК), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее-УСВ), локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика:

- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;

- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и ее передача на сервер ИВК. УСПД с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электроэнергии и считывает с них тридцатиминутный профиль мощности для каждого канала учета и журналы событий.

Сервер ИВК обеспечивает в автоматизированном режиме прием/передачу измерительной информации от АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, в виде макетов XML, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ посредством электронной почты сети Internet.

Сервер ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Internet в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ и ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС.

Сервер ИВК АИИС КУЭ, при каждом сеансе связи, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении ± 0,5 с и более, сервера ИВК производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.

Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера ИВК осуществляется во время сеанса связи, но не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени УСПД от шкалы времени сервера ИВК равного ±2 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени УСПД.

Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не менее 1 раз в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени УСПД равного ±1 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика, но не чаще одного раза в сутки.

Журналы событий счетчика электрической энергии, УСПД, сервера ИВК отражают: факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 15. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО

Идентификационные данные

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

E55712D0B1B219065D63DA949114DAE4

Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

B1959FF70BE1EB17C83F7B0F6D4A132F

Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

D79874D10FC2B156A0FDC27E1CA480AC

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

52E28D7B608799BB3CCEA41B548D2C83

Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

6F557F885B737261328CD77805BD1BA7

Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

48E73A9283D1E66494521F63D00B0D9F

Идентификационное наименование ПО

ParseModbus.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

C391D64271ACF4055BB2A4D3FE1F8F48

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

ECF532935CA1A3FD3215049AF1FD979F

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

530D9B0126F7CDC23ECD814C4EB7CA09

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

1.0.0.0

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

1EA5429B261FB0E2884F5B356A1D1E75

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Номер ИК

Наименование измерительного канала

Состав измерительного канала

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Счетчик электрической энергии

ИВКЭ

ИВК

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-01

ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03

НТМИ-6 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

СИКОН С1, рег. № 15236-03

УСВ-3, рег. № 64242-16 / сервер ИВК

2

ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-02

ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

3

ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-03

ТОЛ 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

4

ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-04

ТОЛ 300/5, КТ 0,5 Рег. № 47959-16

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

5

ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-05

ТОЛ 10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

6

ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-06

ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

7

ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-07

ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-08

ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

СИКОН С1, рег. № 15236-03

УСВ-3, рег. № 64242-16 / сервер ИВК

9

ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-09

ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

10

ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-10

ТОЛ 10-1 300/5, КТ 0,5 Рег. № 15128-03

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

11

ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-11

ТОЛ 10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

12

ПС 110 кВ Александровка №8, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 8-12

ТОЛ 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02

НТМИ-6 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

13

ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-01

ТОЛ 10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02

НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

14

ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6 кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-02

ТОЛ 400/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16

НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

15

ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-03

ТОЛ 10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02

НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

16

ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-04

ТОЛ 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02

НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

СИКОН С1, рег. № 15236-03

УСВ-3, рег. № 64242-16 / сервер ИВК

17

ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-08

ТОЛ 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02

НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

18

ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-09

ТОЛ-СЭЩ-10 400/5, КТ 0,5S Рег. № 32139-11

НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

19

ПС 110 кВ Ютаза № 45, КРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-10

ТОЛ 10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02

НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

20

ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6кВ, 2СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-12

ТОЛ 10 200/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02

НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

21

ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6 кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-13

ТОЛ 10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-02

НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

22

ПС 110 кВ Ютаза №45, КРУ-6кВ, 1СШ 6 кВ, ВЛ-6 кВ ф. 45-14

ТОЛ 400/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16

НАМИ-10-95УХЛ2 6000/100

КТ 0,5 Рег. № 20186-05

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

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 УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов.

3. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).

4. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.

5. 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.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС

КУЭ

Номер ИК

Вид электрической энергии

Границы основной погрешности ±6, %

Границы погрешности в рабочих условиях ±6, %

1-13, 15-17, 19-21

Активная Реактивная

1,2

1,8

2,9

4,5

14, 18, 22

Активная Реактивная

1,2

1,8

1,7

2,7

Пределы абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU), (±) с

5

Примечания:

1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)

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

3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 °С до +35 °С

Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

22

Нормальные условия

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

температура окружающей среды для счетчиков, °С

от 98 до 102 от 100 до 120

0,8

50 от +21 до +25

Условия эксплуатации параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности cos9 (sin9)

- частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для сервера ИВК, °С температура окружающей среды для УСПД, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более

от 90 до 110

от 1(2) до 120 от 0,5 инд. До 1 емк от 49,6 до 50,4 от -60 до +40 от +5 до + 35 от +10 до + 30 от +15 до + 25 от 80,0 до 106,7

98

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12)

165000

Продолжение таблицы 4

1

2

УСВ-3:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

СИКОН С1

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

Сервер ИВК:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Счетчики:

СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12)

-каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут

114

УСПД:

СИКОН С1

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления (выработки) по каждому каналу, сут., не менее

45

Сервер ИВК:

- хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- в журнале событий счетчика и УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчика и УСПД;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера ИВК;

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервере ИВК.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы формуляра на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт.

Трансформатор тока

ТОЛ

6

ТОЛ 10

22

ТОЛ 10-1

14

ТОЛ-СЭЩ-10

2

Трансформатор напряжения

НАМИ-10-95УХЛ2

2

НТМИ-6

2

Счетчик электрической энергии

СЭТ-4ТМ.03М

22

Контроллер сетевой индустриальный

СИКОН С1

2

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер ИВК

-

1

Автоматизированное рабочее место (АРМ)

-

1

Документация

Формуляр

ТЭС.411711.014.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Татэнергосбыт» четырнадцатая очередь. МВИ 26.51.43/258/23, аттестованной ООО «Энерготестконтроль». Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312560 от 03.08.2018.

Нормативные документы

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