Номер по Госреестру СИ: 78379-20
78379-20 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "НЭСК" для ГТП "Туапсе" вторая очередь
( )
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НЭСК» для ГТП «Туапсе» вторая очередь (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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
Идентификационные данные (признаки) | ||||
Идентификационное наименование ПО |
CalcClien ts.dll |
CalcLeak age. dll |
CalcLoss es.dll |
Metrology, dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | ||||
Цифровой идентификатор ПО |
e55712d0 ЫЬ21906 5d63da94 9114dae4 |
bl959ff70 belebl7c 83f7b0f6d 4al32f |
d79874dl 0fc2bl56 a0fdc27e lca480ac |
52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
Значение
ParseBin. dll |
ParselEC. dll |
ParseMod bus.dll |
ParsePira mida.dll |
SynchroN SI.dll |
Verify- Time.dll |
не ниже 3.0 | |||||
6f557f885 Ь7372613 28cd7780 5bdlba7 |
48e73a92 83dle664 9452lf63 d00b0d9f |
c391d642 71acf405 5bb2a4d3 felf8f48 |
ecf53293 5cala3fd 3215049a flfd979f |
530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 |
lea5429b 261fb0e2 884f5b35 6aldle75 |
MD5
Знак утверждения типа
Знак утверждения типананосится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийприведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «НЭСК» для ГТП «Туапсе» вторая очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно -измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НЭСК» для ГТП «Туапсе» вторая очередь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП ЭПР-247-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НЭСК» для ГТП «Туапсе» вторая очередь. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 13.03.2020 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с методиками поверки средств измерений , входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ -02 ( регистрационный номер в Федеральном информационном
фонде 46656-11);
- 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.
Изготовитель
Акционерное общество «Независимая энергосбытовая компания » (АО «НЭСК») ИНН 2308091759
Адрес: 350033, г. Краснодар, переулок Переправный, 13, офис 101
Телефон: (861) 992-70-00
Факс: (861) 992-70-55
Web-сайт: www.nesk.ru
E-mail: nesk@nesk.ru
Испытательный центр
Общество с ограниченной ответственностью «ЭнергоПромРесурс»
(ООО «ЭнергоПромРесурс»)
Адрес: 143443, Московская обл., г. Красногорск, мкр. Опалиха, ул. Ново-Никольская, д. 57, офис 19
Телефон: (495) 380-37-61
E-mail: energopromresurs2016@gmail.com
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 с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», УСВ, 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 измерительного канала (ИК) № 1 цифровой сигнал с выхода счетчика по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование, хранение и передача полученных данных, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее измерительная информация от УСПД по каналам связи стандарта GSM (основному или резервному) поступает на сервер, на котором выполняется обработка, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующие модемы и далее по каналам связи стандарта GSM (основному или резервному) поступает на сервер, на котором осуществляется обработка измерительной информации, 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» 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВт^ч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера и УСВ.
Сравнение показаний часов сервера с соответствующим УСВ осуществляется не реже 1 раза в час, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение часов УСПД с соответствующим УСВ осуществляется ежеминутно, корректировка часов УСПД осуществляется автоматически независимо от величины расхождений.
Для ИК № 1 сравнение показаний часов счётчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин), корректировка часов счетчиков производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±2 с.
Для остальных ИК сравнение показаний часов счетчика с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин), корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний часов счетчика и часов сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика, УСПД, сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
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 |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
11 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6 |
1 |
Трансформаторы напряжения незаземляемые |
НОЛ.08-6 |
9 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
1 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
3 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
1 |
Устройства синхронизации времени |
УСВ-1 |
2 |
Сервер |
HP Proliant DL380G7 |
1 |
Методика поверки |
МП ЭПР-247-2020 |
1 |
Формуляр |
ЕКМН.466453.022-7.3 ФО |
1 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Но мер ИК |
Наименование точки измерений |
Измерительные компоненты |
Сервер/ УСВ |
Вид электроэнергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
УСПД/УСВ |
Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % |
Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % | ||||
1 |
ПС 110 кВ Туапсе, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. №21 |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 32139-06 Фазы: А; С |
НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС |
СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
СИКОН С70 Рег. № 28822-05 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
HP Proliant DL380G7 УСВ-1 Рег. № 28716-05 |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,7 |
2 |
ТП-139 6 кВ, РУ-6 кВ, с.ш. 6 кВ, ввод КЛ-6 кВ от ТП-96 6 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 51623-12 Фазы: A; B; C |
НОЛ.08-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 66629-17 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
- |
Активная Реактивная |
1,3 2,5 |
3,3 5,4 | |
3 |
РП-9 кВ, РУ-6 кВ, с.ш. 6 кВ, ввод КЛ-6 кВ от ТП-96 6 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С |
НОЛ.08-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 66629-17 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
- |
Активная Реактив ная |
1,3 2,5 |
3,3 5,4 | |
4 |
ТП-140 6 кВ, РУ-6 кВ, с.ш. 6 кВ, ввод КЛ-6 кВ от ТП-96 6 кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С |
НОЛ.08-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 66629-17 Фазы: А; В; С |
СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 |
- |
Активная Реактив ная |
1,3 2,5 |
3,3 5,4 |
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±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 5 % от 1ном; cos j = 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 УСВ и УСПД 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 |
4 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
напряжение, % от ином |
от 95 до 105 |
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
0,9 |
частота, Гц |
от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С |
от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
напряжение, % от ином |
от 90 до 110 |
ток, % от 1ном |
от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф |
от 0,5 до 1,0 |
частота, Гц |
от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С |
от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков | |
и УСПД, °С |
от +10 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С |
от +10 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
140000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСПД: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
70000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
для УСВ: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
35000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч |
2 |
Продолжение таблицы 3
1 |
2 |
для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч |
113060 1 |
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
113 10 45 10 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 счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.
-
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД; сервера.
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД; сервера.
Возможность коррекции времени в: счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (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).