Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Кемеровская теплосетевая компания
- ООО "Автоматизированные системы в энергетике" (АСЭ), г.Владимир
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:91086-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Кемеровская теплосетевая компания (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную информационно-измерительная систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные 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 устройства сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-3000» c ГЛОНАСС-приемником и каналообразующую аппаратуру;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа ЭНКС-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется накопление и передача измерительной информации на верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений производится с третьего уровня настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от других АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения более ±0,1 с (программируемый параметр) сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
УСПД «ЭКОМ-3000», периодически синхронизирует собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиком. При наличии расхождения шкалы времени счетчика со шкалой времени УСПД ±1 с (программируемый параметр) и более производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и сервера АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ 001 наносится на корпус сервера в виде наклейки и типографским способом в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Кемеровская теплосетевая компания.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 8.0 |
| Наименование программного модуля ПО | pso metr.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3 и 4.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/УССВ/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | ПС 110 кВ Космическая, РУ-10 кВ, яч. 41 | ТОЛ-10-I 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 15128-07 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | УСПД: «ЭКОМ-3000» Рег. № 17049-14 УССВ: ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 Сервер АИИС КУЭ: VMware Virtual Platform | активная реактивная |
| 2 | ПС 110 кВ Космическая, РУ-10 кВ, яч. 42 | ТОЛ-10-I 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 15128-07 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 10000/^3:100/^3 Кл. т. 0,2 Рег. № 35956-07 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | |
| 3 | РУ-10 кВ ПНС-1, РУ-0,4 кВ СМиА, Сборка 0,4 кВ DSR-06, Гр. 4 | — | — | ПСЧ-4ТМ.05МК Кл. т. 1/2 Рег. № 50460-18 | активная реактивная | |
| 4 | ЗРУ-10 кВ ПНС ЗВК, РУ-0,4 кВ МНС, яч. 7 | ТТИ 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 28139-12 | — | Меркурий 236 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 47560-11 | активная реактивная |
П р и м е ч а н и я
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 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств 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 | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность) | |||||||
| Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % | ||||||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||||
| 1; 2 (ТТ 0,5 S; ТН 0,2 Счетчик 0,5S) | 11ном < I1 < 1,2I1hom | 0,9 | 1,2 | 2,0 | 1,6 | 2,1 | 2,6 | ||
| 0,211ном < I1 < 11ном | 0,9 | 1,2 | 2,0 | 1,6 | 2,1 | 2,6 | |||
| 0,0511ном < I1 < 0,211ном | 1,1 | 1,6 | 2,8 | 1,7 | 2,3 | 3,3 | |||
| 0,0111ном < I1 < 0,0511ном | 2,0 | 3,0 | 5,4 | 2,7 | 3,4 | 5,7 | |||
| 3 (Счетчик 1) | 0,21 б < I < Iмакс | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 2,9 | 3,3 | 3,3 | ||
| 0,11 б < I < 0,2Iб | 1,0 | 1,0 | 1,0 | 2,9 | 3,3 | 3,3 | |||
| 0,05Iб < I < 0,1Iб | 1,5 | 1,5 | 1,5 | 3,4 | 3,5 | 3,5 | |||
| 4 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) | I1hom < I1 < 1,2I1hom | 0,8 | 1,1 | 1,9 | 1,6 | 2,1 | 2,6 | ||
| 0,2I1hom < I1 < I1hom | 1,0 | 1,5 | 2,7 | 1,7 | 2,3 | 3,2 | |||
| 0,1I1hom < I1 < 0,2I1hom | 1,7 | 2,8 | 5,3 | 2,2 | 3,3 | 5,6 | |||
| 0,05I1hom < I1 < 0,1I1hom | 1,7 | 2,9 | 5,4 | 2,2 | 3,4 | 5,6 | |||
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики И (реактивная энергия и мощность) | К | ||||||
| Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % | ||||||||
| cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||||
| 1; 2 (ТТ 0,5 S; ТН 0,2 Счетчик 1,0) | ком < I1 < 1,2I1hom | 1,9 | 1,4 | 3,9 | 3,7 | ||||
| 0,2I1hom < I1 < ком | 1,9 | 1,4 | 3,9 | 3,7 | |||||
| 0,05I1hom < I1 < 0,2I1hom | 2,4 | 1,7 | 4,2 | 3,8 | |||||
| 0,02I1hom < I1 < 0,05I1hom | 4,5 | 2,9 | 5,7 | 4,5 | |||||
| 3 (Счетчик 2) | 0,2Iб < I < 20Iб | 2,0 | 2,0 | 6,4 | 6,4 | ||||
| 0,1Iб < I < 0,2Iб | 2,0 | 2,0 | 6,4 | 6,4 | |||||
| 0,05Iб < I < 0,1Iб | 2,5 | 2,5 | 6,6 | 6,6 | |||||
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 (ТТ 0,5; Счетчик 1,0) | 11ном — I1 — 1,211ном | 1,8 | 1,3 | 3,9 | 3,7 |
| 0,211ном — I1 < ком | 2,4 | 1,6 | 4,2 | 3,8 | |
| 0,111ном — I1 < 0,211ном | 4,3 | 2,6 | 5,5 | 4,3 | |
| 0,0511ном — I1 < 0,111ном | 4,5 | 2,9 | 5,7 | 4,5 | |
| Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с | |||||
| П р и м е ч а н и я 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 1,0; 0,8; 0,5 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электрической энергии от 0 до +40 °С. 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. | |||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток (для счетчиков, включаемых через трансформатор), % от 1ном - ток (для счетчиков прямого включения), % от 1б - частота, Гц - коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °С | от 99 до101 от 1 до 120 от 5 до 2000 от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток (для счетчиков, включаемых через трансформатор), % от 1ном - ток (для счетчиков прямого включения), % от 1б - частота, Гц - коэффициент мощности cosф температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 2000 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от 0 до +40 0,5 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, сут, не более | 3 |
| УСПД - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| Сервер АИИС КУЭ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 13000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 56 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер АИИС КУЭ: - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в УСПД;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения и тока;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера (серверного шкафа);
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени:
- в счетчиках (функция автоматизирована);
- в УСПД (функция автоматизирована);
- в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 6 |
| Трансформатор тока | ТТИ | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Счетчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05МК | 1 |
| Счетчик электрической энергии | Меркурий 236 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | «ЭКОМ-3000» | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | ЭНКС-2 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | VMware Virtual Platform | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Формуляр | АСВЭ 459.00.000 ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) Кемеровская теплосетевая компания», аттестованном ООО «АСЭ» г. Владимир, аттестат аккредитации № RA.RU.312617 от 17.01.2019.
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.