Untitled document

Приложение

к приказу Федерального агентства

по техническому регулированию

и метрологии

от «02» октября 2020 г. № 1632

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Системаавтоматизированнаяинформационно-измерительнаякоммерческого

учета электроэнергии ПАО «Саратовэнерго»

Назначение средства измерений

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета

электроэнергии ПАО «Саратовэнерго» (далее – АИИС КУЭ) предназначена для измерений

активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных

документов и передачи полученной информации.

Описание средства измерений

АИИСКУЭпредставляетсобоймногофункциональнуютрехуровневую

автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией

измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя

трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной

электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи

данных.

2-йуровень–информационно-вычислительныйкомплексэлектроустановки

(ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) типа «ЭКОМ-3000»,

каналообразующую аппаратуру для обеспечения информационного взаимодействия между

уровнями системы.

3-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя

сервер сбора данных (сервер СД) ПАО «Саратовэнерго» на базе виртуальной машины Citrix

XenCenter 7.0 с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер базы

данных (сервер БД) ПАО «Саратовэнерго» на базе виртуальной машины Citrix XenCenter 7.0 с

установленнымпрограммнымобеспечением(ПО)«ЭнфорсАСКУЭ»,устройство

синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-3, автоматизированные рабочие места (АРМ),

техническиесредстваприема-передачиданных, каналысвязидля 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 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.

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 счётчиков, расположенных на ПС «Озинская»,

ПС «Петропавловка», ПС «Алгайская», ПС «Новоузенская», по проводным линиям связи

поступает на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной

информации, накопление, хранение и передача полученных данных на сервер, а также

отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Измерительная информация из УСПД по основному каналу связи с помощью

GSM/GPRS-модемов поступает на сервер СД. При отказе основного канала измерительная

информация из УСПД поступает по резервному каналу связи, организованному на базе сотовой

сети стандарта GSM (GSM-оператора связи, отличного от основного), на сервер СД.

Данные со счётчиков, расположенных на ПС «Гмелинка», ПС «Кленовская»,

ПС «Терешка» и ПС «Буровка-тяговая» посредством GSM/GPRS-каналов связи (основного или

резервного) передаются непосредственно на сервер СД. Сервер автоматически с интервалом

1 раз в сутки производит опрос всех счетчиков электрической энергии и УСПД и формирует в

собственной памяти архивы для хранения данных и архивных данных по учёту и состоянию

средств измерений.

На сервере СД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с

учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. Далее результаты измерений поступают на

сервер БД, где осуществляется формирование и хранение полученных данных, оформление

отчётных документов, отображение информации на АРМ.

Передача информации от сервера БД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с

электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии и мощности

(ОРЭМ) в филиал АО «СО ЕЭС» Саратовское РДУ и ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги, а также в

другие смежные субъекты ОРЭМ, осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети

Internet в виде xml-файлов формата 80020 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.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ

предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех

уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации

времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой всемирного

координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.

Сервер АИИС КУЭ , ежесекундно, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой

времени УСВ-3 и при расхождении ±1 с, сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию

собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3. Сравнение шкалы времени УСПД со

шкалой времени сервера СД осуществляется при каждом сеансе связи, и при расхождении ±1 с

и более , УСПД производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени

сервера СД.

Сравнениешкалывременисчётчиков,расположенныхнаПС«Озинская»,

ПС «Петропавловка», ПС «Алгайская», ПС «Новоузенская», со шкалой времениУСПД

осуществляется во время сеанса связи и при расхождении ±1 с и более, счётчики производят

синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСПД.

Сравнение шкалы времени счётчиков, расположенных наПС «Гмелинка»,

ПС «Кленовская», ПС «Терешка» и ПС «Буровка-тяговая», со шкалой времени сервера СД

осуществляется во время сеанса связи и при расхождении ±1 с и более, счётчики производят

синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени сервера СД.

Журналы событий счетчика, 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 программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР» и

ПО «Энфорс АСКУЭ». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных

изменений соответствует уровню - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014.

Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.

MD5

Таблица 1 – Идентификационные признаки ПО

Идентификационные признакиЗначение

1 2

ПО «Альфа ЦЕНТР»

Идентификационное наименование ПО ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО не ниже 15.10.05

Цифровой идентификатор ПО3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора ПО

ПО «Энфорс АСКУЭ»

Идентификационное наименование ПОEnfadmin.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО 2.4

Цифровой идентификатор ПО2BCD5602B5A6CFF5BBC2808EAAB76315

Идентификационное наименование ПО NewOpcon.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО2.4

Цифровой идентификатор ПО18CE1FF72BEB15738F37825C74795BD3

Идентификационное наименование ПО NewReports.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО2.5

Цифровой идентификатор ПОC0E384BE38FBCB5CFEF31DDA19A188E2

Идентификационное наименование ПО CalcFormula.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО2.4

Цифровой идентификатор ПО086F585262236B4C6F5CD68B10606E12

Идентификационное наименование ПО Alfa_repl.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3

Цифровой идентификатор ПО2B7C3A612D89EC5EBC90F3A526EEBFD5

Идентификационное наименование ПО M80020_IMP.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3

Цифровой идентификатор ПО7DC417504B8AD5C1B8496DB1BD9E2EFD

Идентификационное наименование ПО NewMEdit.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО2.3

Цифровой идентификатор ПО04632AF4A44AB5304E71A50612C24DC2

Идентификационное наименование ПО Dataproc.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО2.2

Цифровой идентификатор ПО63BD1C7B5D1D810ED43B38C44C04FBD5

Идентификационное наименование ПО TradeGR.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО2.2

Цифровой идентификатор ПО5B85B80C024C1E72CC9A79DD6B39070B

Идентификационное наименование ПО M80020.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО2.4

Цифровой идентификатор ПО7306788AD3A17AC47F6E9B51DC3963A4

Идентификационное наименование ПО M80030.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО2.2

Цифровой идентификатор ПО9CFE5972D6918043EC85B8E0AFF18CDC

Идентификационное наименование ПО NewM51070.exe

Номер версии (идентификационный номер) ПО2.4

MD5

F74C961E0A1FBFB7F7121B1F552403AB

M80050.exe

2.3

A55E874DA138772EE9EFAC5D2B6BC84A

M80070.exe

2.2

7e24a0af607a7c19768283d3b066cff1

M50080.exe

2.2

52da693513088e93fbf11ad09b8df286

XL_Report.exe

2.2

d1d2658e31de06cfb8bd09bf0f779f7c

Продолжение таблицы 1

Цифровой идентификатор ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО

Алгоритм вычисления цифрового

идентификатора ПО

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

ТФЗМ 110Б-1 У1

600/5

КТ 0,5

Рег. № 2793-71

НКФ-110-57 У1

110000:√3/100:√3

КТ 0,5

Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

«ЭКОМ-3000»,

рег. № 17049-09/

УСВ-3, рег. № 51644-12/

Citrix XenCenter 7.0

ТФЗМ 110Б-1 У1

600/5

КТ 0,5

Рег. № 2793-71

НКФ-110-57 У1

110000:√3/100:√3

КТ 0,5

Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

ТФН-35М

100/5

КТ 0,5

Рег. № 3690-73

ЗНОМ-35-65

35000:√3/100:√3

КТ 0,5

Рег. № 912-70

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 36697-08

«ЭКОМ-3000»,

рег. № trial-09/

УСВ-3, рег. № 51644-12/

Citrix XenCenter 7.0

Метрологические и технические характеристики

Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.

Номер ИК

Наименование

ИК

Таблица 2 – Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Состав измерительного канала

СчетчикУСПД/

электрической УСВ/

энергии Сервер

5 6

ПС 110 кВ

Озинская,

ОРУ-110 кВ,

11 СШ-110 кВ,

ВЛ-110 кВ

Озинки-

Семиглавый Мар

ПС 110 кВ

Озинская,

2 ОРУ-110 кВ,

СОВ-110 кВ

Семиглавый Мар

ПС 35 кВ

«Петропавловка»,

РУ-35 кВ,

32 СШ-35 кВ,

ВЛ-35 кВ

Петропавловка-

Джаксыбай

ПС 110 кВ

Алгайская,

РУ-35 кВ,

1 СШ-35 кВ,

ВЛ-35 кВ Алгай-

Казталовка

ТФЗМ 35А-У1

75/5,

КТ 0,5

Рег. № 26417-04

НАМИ-35 УХЛ1

35000/100

КТ 0,5

Рег. № 19813-05

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

«ЭКОМ-3000»,

рег. № 17049-09/

УСВ-3, рег. № 51644-12/

Citrix XenCenter 7.0

ПС 110 кВ

Новоузенская,

РУ-35 кВ,

2 СШ-35 кВ,

ВЛ-35 кВ

Новоузенская-

Богатырево

ТФН-35М

150/5

КТ 0,5

Рег. № 3690-73

ЗНОМ-35-65

35000:√3/100:√3

КТ 0,5

Рег. № 912-70

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 27524-04

«ЭКОМ-3000», рег. №

17049-09/ УСВ-3, рег.

№ 51644-12/ Citrix

XenCenter 7.0

ТФЗМ 110Б-1 У1

300/5

КТ 0,5

Рег. № 2793-71

НКФ-110-57 У1

110000:√3/100:√3

КТ 0,5

Рег. № 14205-94

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0

Рег. № 36697-12

УСВ-3, рег. № 51644-12/

Citrix XenCenter 7.0

ТФЗМ 35Б-1 У1

150/5

КТ 0,5

Рег. № 3689-73

ЗНОМ-35-65

35000:√3/100:√3

КТ 0,5

Рег. № 912-70

СЭТ-4ТМ.03М

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 36697-08

ТФЗМ 220Б-IV

1000/5

КТ 0,2

Рег. № 31548-06

CPB 245

220000:√3/100:√3

КТ 0,2

Рег. № 15853-06

A1802RALXQV-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 31857-06

ТФЗМ 220Б-IV

1000/5

КТ 0,2

Рег. № 31548-06

CPB 245

220000:√3/100:√3

КТ 0,2

Рег. № 15853-06

A1802RALXQV-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 31857-06

Продолжение таблицы 2

123456

ТФЗМ 220Б-IV

1000/5

КТ 0,2

Рег. № 31548-06

CPB 245

220000:√3/100:√3

КТ 0,2

Рег. № trial-06

A1802RALX QV-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 31857-06

ПС 110 кВ

Гмелинка,

ОРУ-110 кВ,

1 CШ-110 кВ,

ВЛ-110 кВ

Лепехинка -

Гмелинка №288

ПС 35 кВ

Кленовская

ОРУ-35 кВ,

ВЛ-35 кВ

Свёрдлово-

Кленовская

ПС 220 кВ

Терешка

ОРУ-220 кВ,

ВЛ-220 кВ

СарГЭС-

Терешка с отп.

на ПС Вольская

ПС 220 кВ

Терешка

ОРУ-220 кВ,

ОВ-220 кВ

ПС 220 кВ

Терешка

ОРУ-220 кВ,

ВЛ-220 кВ

Саратовская-

Терешка

ПС 220 кВ

Буровка-тяговая

ОРУ-220 кВ,

СВ 220 кВ

TG-245

300/5

КТ 0,2

Рег. № 30489-05

НАМИ-220 УХЛ1

220000:√3/100:√3

КТ 0,5

Рег. № 20344-05

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 31857-06

УСВ-3, рег. № 51644-12/

Citrix XenCenter 7.0

ПС 220 кВ

Буровка-тяговая

ОРУ-220 кВ,

Ввод Т2 220 кВ

TG-245

300/5

КТ 0,2

Рег. № 30489-05

НАМИ-220 УХЛ1

220000:√3/100:√3

КТ 0,5

Рег. № 20344-05

A1802RALQ-

P4GB-DW-4

КТ 0,2S/0,5

Рег. № 31857-06

Продолжение таблицы 2

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 УСПД, УСВ на аналогичные утвержденных типов.

3 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.

±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 cosφ=0,8, токе ТТ, равном

100 % от Iном для нормальных условий и при cosφ=0,8, токе ТТ, равном 5 % от Iном для

рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от

0 до +30 °С.

Таблица 3 – Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ

Вид

погрешности ±δ, %

1, 2, 4, 5

3, 6

8-10

12,13

Границы погрешности

в рабочих условиях

±δ, %

3,3

5,3

3,3

5,7

3,0

4,7

1,4

2,3

1,5

2,5

Номер ИКэлектрической

Границы основной

энергии

Активная 1,4

Реактивная 2,1

Активная 1,4

Реактивная 2,1

Активная 1,3

Реактивная 1,9

Активная 0,6

Реактивная 1,0

Активная 0,9

Реактивная 1,3

Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов

СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC (SU), с

от 90 до 110

от 5 до 120

от 0,5 инд. до 0,8 емк.

от 49,6 до 50,4

от -40 до +60

90000

140000

165000

120000

75000

45000

Значение

от 98 до 102

от 100 до 120

0,8

от +21 до +25

от -40 до +60

от -40 до +65

от -10 до +50

от +10 до +25

от 80 до 106,7

Таблица 4 – Основные технические характеристики АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Количество измерительных каналов

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от U

ном

- ток, % от I

ном

- коэффициент мощности

- частота, Гц

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от Uном

- ток, % от Iном

- коэффициент мощности cos



(sin



)

- частота, Гц

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

- температура окружающей среды для счетчиков, °С:

СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.03М

Альфа А1800

- температура окружающей среды для УСПД, °С

- температура окружающей среды для сервера, °С

- атмосферное давление, кПа

- относительная влажность, не более, %

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Счетчики:

СЭТ-4ТМ.03:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: