Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС-109 "Юбилейная" ПАО "ТОЗ", 80071-20

Назначение

Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС-109 «Юбилейная» ПАО «ТОЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям.

Описание

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

Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (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) СИКОН С50 и каналообразующую аппаратуру.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ИВК, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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.

Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициента трансформации:

-    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.

Для измерительных каналов (ИК) № 1 - 17 цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер ИВК).

Для ИК № 18 - 19 цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на сервер ИВК, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации и ее накопление.

При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт счетчиков.

На уровне ИВК выполняется формирование и оформление справочных и отчетных документов (отчеты в формате XML). Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД АИИС КУЭ, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит устройство синхронизации времениУСВ-2, который синхронизирован с национальной шкалой времени UTC (SU) по сигналам ГЛОНАСС, который синхронизирован с национальной шкалой времени UTC по сигналам ГЛОНАСС/GPS.

Сличение шкалы времени сервера ИВК с УСВ-2, осуществляется встроенным программным обеспечением при каждом сеансе связи. При расхождении шкал времени сервера ИВК и УСВ-2, равном или более 1 с, проводится коррекция шкалы времени сервера ИВК.

Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени сервера ИВК осуществляется встроенным программным обеспечением УСПД с периодичностью 1 раз в 1 час. При расхождении шкал времени УСПД и сервера ИВК равном или более 2 с, проводится коррекция шкалы времени УСПД.

Для ИК № 1 - 17 коррекция шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД производится автоматически при расхождении шкал времени счетчиков и УСПД равном или более 2 с, но не чаще чем один раз в сутки.

Для ИК № 18 - 19 коррекция шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера ИВК производится автоматически при при расхождении шкал времени счетчиков и УСПД равном или более 2 с, но не чаще чем один раз в сутки.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».

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

Идентификационные

признаки

Значение

43

aj

ад

оЗ

оЗ

О

*ёЗ

и

43

ij

S3

I

Н

Ч-Ч

*С

>

тз

СЛ

С

V

О

о

*сЗ

U

оЗ

43

СЛ

3

Х>

43

О

1П

СЛ

СЛ

СЛ

о

о

*сЗ

и

и

м

нч

СЛ

U-

оЗ

Рч

Идентификационное наименование ПО

ад

13

U-

CQ

СЛ

U-

оЗ

оЗ

u

S

СЛ

U-

оЗ

Рч

О

и-

О

С

GO

V

сл

и-

оЗ

Рч

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 3

тег

ТЗ

VO

о

о\

га

43

"5T

о

ей

г

4Э

(N

£

о

тз

^т

Г''

00

ON

Г''

тч

—£Г о

3

43 43

ON _ On (N

“ТТ 43 43

it * a £

03 1-н

1—1 ,v

<-ы

vo ^

ТЗ ™ on

3

ТЛ-

га

3

тз

« о\ 3

ей On ”03

£ *й а!

Я о

Ч-Н

о

<ц

1Л>

^т

On

%-<

г

г

3

00

0 г-

1

О

3

<N C\

00

(N

3

VO

(N

t''

3

t''

43

1Л)

00

£

t''

in

Ч-Н

00 00

(N    ^

<U    f--

o    ^ ^2

VO    ей

(N    VO

-О    1Л)

On    m

3

00

о

r-

o3

43

in

о

00

r-

r-

43

<+ч

(N

3

оЗ

43

г

<-ы

о

г-

о

оЗ

о

00

оЗ

о

г-

(N

о

00

^T

О

43

о

оЗ

43

С"^    43

00    00

О    Tt

Ю    in

чз ^r 00 ей (N <U (U (N _ю_

Цифровой идентификатор ПО

43 О

3

00 43 (N со >0 a ^

(N

00

г

<N

„о    о>

°    3:

тз    о\

1-н    43

г--    m in in

О X) . ^ 00 43 О

3

■ ^

<Гч

С\

in

-Q

(N

^T

1Л)

ей

(L)

43

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики_

Метрологические характеристики ИК

В

С

С

У

П

С

У

х

и

ч

о

б

а

р

в

,и

т

с

о

н

В

е

р

г

о

п

и

ат лс ал со

вн

& В н § vq нт ерг К о

п

+

а

л

а

в

р

е

т

н

и

ы

ц

и

н

а

р

и

Вид электроэн ергии

Наименовани я объектов

р

е

ем

о

оН

Счетчик

ТТ

ТН

ю

х

«

и

в

о

л

с

у

Л

цй ио нн ав ро U g

о

1

2

3

4

5

6

8

9

10

НАМИ-110

УХЛ1

110000/V3/100/V3

Кл. т. 0,2 Рег.№ 60353-15

ТОГФ-110Ш

300/5 Кл. т. 0,2 S Рег. №44640-10

ОРУ-110кВ, Ввод №1 110 кВ

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 36697-12

0,5

1.3

2.3

Активная

1

Реактивная

1,2

00

6

НАМИ-110

УХЛ1

110000/V3/100/V3

Кл. т. 0,2 Рег.№ 60353-15

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5

Рег. № 36697-12

ТОГФ-110Ш

300/5 Кл. т. 0,2 S Рег. №44640-10

ОРУ-110кВ, Ввод №2 110 кВ

0,5

1,2

1.3

2.3

Активная

Реактивная

2

№

.г

е

р

2

2-В

С

У

6

ТШЛ НТЗ-10 2000/5 Кл. т. 0,2 S Рег. №51675-12

ЗНОЛП-НТЗ-6

6000/V3/100/V3 Кл. т. 0,2 Рег.№ 51676-12

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ЗРУ-6 кВ №1, ф.1 Ввод Т-1 6 кВ на I секц.

0,5

1,2

1.3

2.3

Активная

Реактивная

3

7

9

5

6

№

.г

е

Р

0

5

С

Н

О

ЗНОЛП-НТЗ-6

6000/V3/100/V3

Кл. т. 0,2 Рег.№ 51676-12

СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ТОЛ-НТЗ-10 300/5 Кл. т. 0,2 S Рег. № 51679-12

ЗРУ-6 кВ №1, ф. 5 Точмаш 1 (Резерв)

0,5

1,2

1.3

2.3

Активная

Реактивная

4

ЗРУ-6кВ №1, ф. 23 АО «Конструк -торское бюро приборострое-ния»-«ЦКИБ СОО»

СЭТ-4ТМ.03М.04 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

ТОЛ-НТЗ-10

600/5 Кл. т. 0,2 S Рег. № 69606-17

ЗНОЛП-НТЗ-6

6000/V3/100/V3

Кл. т. 0,2 Рег.№ 51676-12

0,5

1,2

1.3

2.3

Активная

Реактивная

С

5

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий: в журнале событий счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике. в журнале УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    Сервера ИВК.

Защита информации на программном уровне:

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

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер ИВК.

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 5 — Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 201-005-2020 «Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС-109 «Юбилейная» ПАО «ТОЗ» Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» «02» сентября 2020 года. Основные средства поверки:

-    средства поверки измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    средства поверки трансформаторов напряжения - в соответствии с МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»; МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя. Рекомендация»; и/или по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИГЛШ.411152.145РЭ1. «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в мае 2012 г. (для счетчиков с рег. № 36697-12) и в апреле 2017 г. (для счетчиков с рег. № 36697-17);

-    контроллеры многофункциональные СИКОН С50 - в соответствии с документом РТ -МП-3371-441-2016 «ГСИ. Контроллеры многофункциональные «СИКОН С50». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 01.07.2016 г.;

-    средства поверки УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ -2. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 г.;

-    блок коррекции времени ЭНКС -2, (рег. № 37328-15).

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

Знак поверки наносят на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

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-109 «Юбилейная» ПАО «ТОЗ», аттестованном ФГУП «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

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