| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (далее по тексту – ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее по тексту – ТТ), трансформаторы напряжения (далее по тексту – ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень – измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту – ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ARIS-2805 (далее далее по тексту – УСПД), устройство синхронизации времени (далее по тексту – УСВ), входящее в УСПД ARIS-2805, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту – ИВК) ГУП РК «Крымэнерго», включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту – БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (далее по тексту – УССВ) в качестве встроенного в УСПД ARIS MT210 (Рег. № 64151-16) ГЛОНАСС/GPS-приемника сигналов точного времени, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту – АРМ), программное обеспечение (далее по тексту – ПО) ПК «Энергосфера» и технические средства обеспечения электропитания.
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, синхронизации шкалы времени ИВК, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», другие смежные субъекты ОРЭ.
Измерительные каналы (далее по тексту – ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется, формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает в локальную вычислительную сеть (ЛВС), затем – на сервер БД. На сервере БД осуществляется обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера БД информация по ЛВС передается на АРМ.
Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД в автоматическом режиме, с использованием электронной подписи (далее по тексту – ЭП), с помощью электронной почты по каналу связи через сеть Internet по протоколу TCP/IP в соответствии с Приложением 11.1.1. «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния 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 оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту – СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК и включает в себя УССВ на основе приемников сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS, входящих в состав УСПД ARIS MT210 (уровень ИВК) и УСПД ARIS-2805 (уровень ИВКЭ), встроенные часы серверов АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. Время часов УСПД синхронизировано с сигналами точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемников. Сравнение времени ГЛОНАСС/GPS со временем УСПД происходит с той частотой, с какой его выдает сам приемник. Коррекция времени УСПД производится на величину рассинхронизации с точностью до ± 1 мс.
Сравнение показаний часов сервера БД с часами УСПД ARIS MT210 осуществляется каждый час. Корректировка часов сервера БД производится при расхождении часов сервера БД с часами УСПД ARIS MT210 на величину более ±1 с.
Корректировка часов УСПД ARIS-2805 выполняется автоматически от часов сервера БД с периодичностью не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД с часами сервера БД происходит при расхождении более чем на ±1 с. В случае отсутствия связи с уровнем ИВК, допускается коррекция время УСПД ARIS-2805 от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД ARIS-2805 осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД ARIS-2805 на величину более ±2 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке. |
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро-энергии | Метрологические характеристики ИК | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | | 1 | ПС 110 кВ Южная, ОРУ 110 кВ, Ввод Т-1 110 кВ | ТОГФ-110
Кл. т. 0,2S
Ктт 600/1
Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000:√3/100:√3
Рег. № 61431-15 | A1802RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | ARIS-2805
Рег. № 67864-17/
ARIS MT210 Рег. № 64151-16/
Aquarius ARRAY FS30 E2F82-D316 | активная
реактивная | ±0,6
±1,3 | ±1,4
±2,5 | | 2 | ПС 110 кВ Южная, ОРУ 110 кВ, Ввод Т-2 110 кВ | ТОГФ-110
Кл. т. 0,2S
Ктт 600/1
Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000:√3/100:√3
Рег. № 61431-15 | A1802RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 3 | ПС 110 кВ Южная, ОРУ 110 кВ, СВ 110 кВ | ТОГФ-110
Кл. т. 0,2S
Ктт 600/1
Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000:√3/100:√3
Рег. № 61431-15 | A1802RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | 4 | ПС 110 кВ Южная, ОРУ 110 кВ, РП 110 кВ | ТОГФ-110
Кл. т. 0,2S
Ктт 600/1
Рег. № 61432-15 | ЗНОГ-110
Кл. т. 0,2
Ктн 110000:√3/100:√3
Рег. № 61431-15 | A1802RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5
Рег. № 31857-11 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Продолжение таблицы 2
| Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cos( = 0,8 инд I=0,02·Iном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 4 от 0 до плюс 40 °C.
4 Кл. т. – класс точности, Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн – коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № – регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
7 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | | Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 4 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, оС | от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС | от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от 49,6 до 50,4
от -40 до +60
от -40 до +65
от +10 до +30
от -40 до +60 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики: | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 125000
2
70000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114
40
45
10
3,5 |
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 4 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- частота, Гц
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, оС | от 99 до 101
от 100 до 120
от 49,85 до 50,15
0,9
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности
- частота, Гц
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС | от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от 49,6 до 50,4
от -40 до +60
от -40 до +65
от +10 до +30
от -40 до +60 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики: | | | - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 | | - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 | | УСПД:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 125000
2
70000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
УСПД:
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее
- сохранение информации при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114
40
45
10
3,5 |
Надежность системных решений:
–защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
–резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации–участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
– журнал счётчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике;
– журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и УСПД;
пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
– механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
– защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
электросчетчика;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматизирована);
– УСПД (функция автоматизирована);
– ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
– о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
– измерений 30 мин (функция автоматизирована);
– сбора 30 мин (функция автоматизирована).
| Комплектность | В комплект поставки АИИС КУЭ 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. | | Трансформатор тока | ТОГФ-110 | 12 | | Трансформатор напряжения | ЗНОГ-110 | 6 | | Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALQ-P4GB-DW-4 | 4 | | УСПД | ARIS-2805 | 1 | | Устройство синхронизации системного времени | Встроенное в УСПД ARIS MT210 | 1 | | Сервер | Сервер баз данных Aquarius ARRAY FS30 E2F82-D316 | 1 | | Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 | | Методика поверки | МП СМО-2603-2020 | 1 | | Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.706 ПФ | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП СМО-2603-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 110 кВ Южная. Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 30.03.2020 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;
счетчиков A1802RALQ-P4GB-DW-4 – по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
УСПД ARIS-2805 – по документу ПБКМ.424359.016 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS-28хх. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 21.04.2017 г.;
УСПД ARIS MТ210 – по документу ПБКМ.424359.009 МП «Контроллеры многофункциональные ARIS MТ210. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»30 марта 2016 г.;
устройство синхронизации времени Радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;
термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6,Рег. № 257-49.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих – кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Прософт-Системы»
(ООО «Прософт-Системы»)
ИНН 6660149600
Адрес: 620102, г. Екатеринбург, ул. Волгоградская, 194а
Телефон: +7 (343) 356-51-11
Факс: +7 (343) 310-01-06
E-mail: info@prosoftsystems.ru
|
| Испытательный центр | Акционерное общество «РЭС Групп»
(АО «РЭС Групп»)
Адрес: 600017, г. Владимир, ул. Сакко и Ванцетти, д. 23, оф. 9
Телефон: +7 (4922) 22-21-62
Факс: +7 (4922) 42-31-62
E-mail: post@orem.su
Аттестат об аккредитации АО «РЭС Групп» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312736 от 17.07.2019 г.
|
|
