Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Исикитимцемент". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Исикитимцемент"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Искитимцемент» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени; сбора, обработки, хранения и передачи полученных результатов измерений коммерческому оператору оптового рынка, системному оператору и смежным субъектам ОРЭ. Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК) включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) (за исключением измерительных каналов №№ 18 и 19), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи - проводники и приборы, подключенные к измерительным обмоткам ТТ и ТН;

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ) с приемником сигналов ГЛОНАСС/GPS, средства приёма-передачи данных (модемы, каналообразующая аппаратура);

3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя компьютер в серверном исполнении для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений (сервер БД) с программным обеспечением (ПО) ПК «Энергосфера», технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура), удаленное автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации (ЭСО).

Основными функциями АИИС КУЭ являются:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- один раз в сутки и по запросу сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии со счетчиков (ИИК), с заданной дискретностью учета (30 мин);

- хранение данных об измеренных величинах электроэнергии и журналов событий в базе данных сервера БД в течение 3,5 лет (для 30 минутных приращений энергии);

- резервирование баз данных на DVD-дисках;

- разграничение доступа посредством паролей к базам данных для разных групп пользователей, и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;

- конфигурирование параметров и настроек АИИС КУЭ;

- защита от несанкционированного доступа маркированием и пломбированием узлов системы;

- подготовку данных по результатам измерений в XML-формате для их передачи по электронной почте через удаленный АРМ ЭСО в ПАК АО «АТС», АО «Новосибирскэнергосбыт», АО «РЭС», филиал АО «СО ЕЭС» Новосибирское РДУ;

- ведение журнала событий технических и программных средств (счетчики, УСПД, линии связи, ПК «Энергосфера») на сервере сбора и хранения данных уровня ИВК, УСПД и счетчиках;

- ведение системы единого времени.

Принцип действия:

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии.

Счетчики производят измерения и вычисления полученной активной и реактивной энергии и мощности. Интервал времени усреднения мощности для коммерческого учета установлен равным 30 минут. Счетчики автоматически записывают в память измеренные величины (активной и реактивной энергии), с интервалом усреднения 30 минут, на глубину не менее 45 суток (в соответствии с техническими требованиям АО «АТС» Приложение 11.1). В памяти счетчика хранятся два четырехканальных (актив/реактив, прием/отдача) независимых массива профиля мощности. Основные и вспомогательные величины, выбранные для отображения на жидкокристаллическом индикаторе и их последовательность, определяются при программировании счетчика. По запросу или в автоматическом режиме измерительная информация и журналы событий по счетчикам электрической энергии направляются на УСПД. В УСПД собранная информация консолидируется и далее по автоматическим запросам передается на сервер БД. Вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения ПК «Энергосфера» на сервере БД. Просмотр полученной информации об электропотреблении по всем измерительным каналам (ИК) доступен на автоматизированном рабочем месте (АРМ).

С ИВК АИИС КУЭ данные передаются по выделенному каналу сети «Интернет» через удаленный АРМ ЭСО в ПАК АО «АТС», АО «Новосибирскэнергосбыт», АО «РЭС», филиал АО «СО ЕЭС» Новосибирское РДУ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, УСПД, УССВ, сервера БД уровня ИВК), влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.

На уровне ИВКЭ СОЕВ организована с помощью подключенного к УСПД УССВ ЭНКС-2, которое имеет встроенный модуль синхронизации времени, работающей от сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS и обеспечивает автоматическую синхронизацию внутренних часов УСПД по протоколу синхронизации NTP с использованием сети Ethernet.

Не менее одного раза в сутки производится синхронизация времени сервера БД ИВК по времени УСПД при условии расхождения времени сервера БД и УСПД более чем на ±1 с (программируемый параметр).

Сравнение показаний часов счетчиков ИК и ИВКЭ осуществляется один раз в сутки при опросе счетчиков, синхронизация осуществляется при расхождении часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±2 с (программируемый параметр).

СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с/сут.

Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 35. Заводской номер указывается в формуляре-паспорте на АИИС КУЭ. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре-паспорте на АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (СПО) ПК «Энергосфера». Уровень защиты СПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014.

Метрологически значимая часть СПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Наименование ПО

ПК «Энергосфера»

Идентификационное наименование ПО

pso metr.dll

Номер версии

(идентификационный номер) ПО

не ниже 1.1.1.1

Цифровой идентификатор ПО

cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Таблица 2 - Состав ИК

Номер ИК

Наименование объекта

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

УССВ

Сервер БД

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.327

ТЛШ 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 64182-16

ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 35956-07

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

HPE ProLiant DL160

2

ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.403

ТЛШ 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 64182-16

ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 35956-07

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

3

ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.322

ТОЛ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16

ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 35956-07

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

4

ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.405

ТОЛ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16

ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 35956-07

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

5

ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, яч.315

ТОЛ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16

ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 35956-07

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08

6

ПС 110 кВ «Искитимская», Новое ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, яч.412

ТОЛ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 47959-16

ЗНОЛ-СЭЩ-6 6000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 35956-07

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. №36697-17

7

РТП-3 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.17

ТШЛ-0,66-УШ-2 300/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16

НАЛИ-НТЗ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 70747-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.

00

КТ 0,5S/1,0 Рег. №50460-18

8

РТП-3 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.16

ТШЛ-0,66-УШ-2 300/5, КТ 0,5 Рег. № 64182-16

НАЛИ-НТЗ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 70747-18

ПСЧ-4ТМ.05МК.

00

КТ 0,5S/1,0 Рег. №50460-18

9

ТП 6 кВ №10, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.28

ТЛК

50/5, КТ 0,5 Рег. № 42683-09

НАМИТ-10 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-97

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

10

ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.9

ТЛП-10 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-06

НАМИ-10 6000/100, КТ 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

11

ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.15

ТЛП-10 4000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-06

НАМИ-10 6000/100, КТ 0,2 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09

ЭНКС-2 Рег. № 37328-15

HPE ProLiant DL160

12

ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 1 с.ш. 3 кВ, яч.3

ТЛП-10 3000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-06

НИОЛ-СТ 3000:^3/100:^3, КТ 0,2 Рег. № 58722-14

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

13

ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 1 с.ш. 3 кВ, яч.8

ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59

НИОЛ-СТ 3000:^3/100:^3, КТ 0,2 Рег. № 58722-14

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

14

ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 1 с.ш. 3 кВ, яч.10

ТПОЛ 600/5, КТ 0,5S Рег. № 47958-16

НИОЛ-СТ 3000:^3/100:^3, КТ 0,2 Рег. № 58722-14

ПСЧ-4ТМ.05МК.

00

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

15

ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 2 с.ш. 3 кВ, яч.19

ТЛП-10 3000/5, КТ 0,5S Рег. № 30709-06

НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

16

ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 2 с.ш. 3 кВ, яч.20

ТПОЛ 600/5, КТ 0,5S Рег. № 47958-16

НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 380-49

ПСЧ-4ТМ.05МК.

00

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

17

ПС 110 кВ «Искитимская», ЗРУ-3 кВ, 2 с.ш. 3 кВ, яч.25

ТПЛ-10-М 400/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-03

НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 380-49

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

18

ПС 110 кВ «Искитимская», Ввод 0,4 кВ ТСН-1

ТОП-0,66 200/5, КТ 0,5 Рег. № 15174-01

-

СЭТ-4ТМ.03.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

19

ПС 110 кВ «Искитимская», Ввод 0,4 кВ ТСН-2

ТОП-0,66 200/5, КТ 0,5 Рег. № 47959-11

-

СЭТ-4ТМ.03.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

20

ТП 3 кВ №2, ЗРУ-3 кВ, 1 с.ш. 3 кВ, яч.5

ТПОФ 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 518-50

НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 831-53

ПСЧ-4ТМ.05М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

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 метрологических характеристик;

2 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа;

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

3 Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа;

4 Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО);

5 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.

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

Номера ИК

Вид электроэнергии

Границы основной погрешности, (±6), %

Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), %

Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC (SU), с

1 - 6, 15 - 17

Активная Реактивная

1,6

2,9

2,1

3,5

±5

7 - 9, 20

Активная Реактивная

1,7

3,0

2,3

3,8

10 - 12, 14

Активная Реактивная

1,5

2,9

2,0

3,4

13

Активная Реактивная

1,7

2,9

2,2

3,7

18 - 19

Активная Реактивная

1,6

2,9

2,2

3,7

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 Погрешность в рабочих условиях указана для cоsф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 40 °С

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество измерительных каналов

20

Нормальные условия:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- частота, Г ц

- коэффициент мощности cоsф

- температура окружающей среды, °С

от 98 до 102

от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25

Условия эксплуатации:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- частота, Г ц

- коэффициент мощности cоsф

- температура окружающей среды для ТТ, °С

от 90 до 110

от 5 до 120

от 49,6 до 50,4 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +50

Продолжение таблицы 4

1

2

- температура окружающей среды для ТН, °С

от -45 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С

от -45 до +70

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03.01, СЭТ-4ТМ.03.09: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М.01, ПСЧ-4ТМ.05М:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Электросчетчик ПСЧ-4ТМ.05МК.00:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД ЭКОМ-3000:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

75000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

24

УССВ ЭНКС-2:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

45

- при отключении питания, лет, более

10

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее

45

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

- резервирование электрического 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.

Регистрация событий:

- в журнале событий электросчетчиков:

параметрирования;

пропадания питания;

коррекции времени в электросчетчике с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;

- в журнале событий УСПД:

параметрирования;

изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

пропадания питания;

результатов самодиагностики;

попыток несанкционированного доступа;

коррекции времени в электросчетчиках и УСПД с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректированы электросчетчики или УСПД;

- в журнале событий сервера БД:

изменение значений результатов измерений;

изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;

факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

пропадание питания;

замена счетчика;

полученные с уровня ИВКЭ «Журналы событий» счетчиков электроэнергии и УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчетчиков;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательных коробок;

УСПД;

УССВ;

сервера БД;

- защита информации на программном уровне:

результатов измерений (при передаче, возможность использования электронной подписи);

установка пароля на электросчетчиках;

установка пароля УСПД;

установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра-паспорта АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество, шт./экз.

1

2

3

Трансформатор тока

ТЛШ

6

Трансформатор тока

ТОЛ

12

Трансформатор тока

тшл-о,66-уш-2

2

Трансформатор тока

ТЛК

2

Трансформатор тока

ТЛП-10

8

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

2

Трансформатор тока

ТПОЛ

4

Трансформатор тока

ТПЛ-10-М

2

Трансформатор тока

ТОП-0,66

6

Трансформатор тока

ТПОФ

2

Продолжение таблицы 5

1

2

3

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ-СЭЩ-6

6

Трансформатор напряжения

НАЛИ-НТЗ

2

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

1

Трансформатор напряжения

НАМИ-10

2

Трансформатор напряжения

НИОЛ-СТ

3

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

2

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

8

Счетчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.00

4

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.01

5

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03.09

2

Счетчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05М

1

Устройство сбора и передачи данных

ЭКОМ-3000

1

У стройство синхронизации системного времени

ЭНКС-2

1

Сервер БД

HPE ProLiant DL160

1

Формуляр-паспорт

07.2021.036-АУ.ФО-ПС

1

Руководство по эксплуатации

07.2021.036-АУ.РЭ

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Искитимцемент», аттестованном ФБУ «Кузбасский ЦСМ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.310473.

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;

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

Развернуть полное описание