Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Миасский машиностроительный завод» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора и баз данных (сервер сбора и БД) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные 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 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.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК №№ 1-8 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на преобразователь интерфейсов, далее - по каналу связи сети Ethernet через сетевой коммутатор на сервер сбора и БД. Для ИК №№ 9, 10 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает через преобразователь интерфейсов в локальную вычислительную сеть АО «ММЗ» (ЛВС), далее - по каналу связи сети Ethernet через сетевой коммутатор на сервер сбора и БД.
На сервере сбора и БД осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
От сервера сбора и БД информация по каналу связи сети Ethernet через сетевой коммутатор и ЛВС передается на АРМ.
Передача информации от сервера сбора и БД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков и часы сервера сбора и БД. СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сличение часов сервера сбора и БД с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера сбора и БД осуществляется каждую секунду, коррекция часов сервера сбора и БД производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера сбора и БД 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 сервера на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчика и сервера сбора и БД 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 программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии не ниже 8.0. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты ПК «Энергосфера» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в
| соответствии с Р 50.2.077-2014. Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «Энерг | осфера» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 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 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электрической энергии | Метрологически И | е характеристики К |
| ТТ | ТН | Счетчик | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | Тургоякская ТЭЦ, Г -1 (10 кВ) | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 11077-07 Фазы: А, С | НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 363-49 Фазы: А, С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | HP ProDesk 400 G3 MT | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 2 | Тургоякская ТЭЦ, Г -2 (10 кВ) | ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А, С | НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 363-49 Фазы: А, С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 3 | Тургоякская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 12 | ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А, С | НОМ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 4947-75 Фазы: А НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 363-49 Фазы: С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | Тургоякская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 25 | ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А, С | НОЛ.08-10УТ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 3345-09 Фазы: А, С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | HP ProDesk 400 G3 MT | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 5 | Тургоякская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 7 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1261-08 Фазы: А, С | 1 с.ш.: ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А, В, С ОСШ: ЗНОЛ-СВЭЛ-10 Кл.т. 0,2 10000/V3/100/V3 Рег. № 42661-09 Фазы: А, В, С | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 6 | Тургоякская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 11 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 1261-08 Фазы: А, С | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 7 | Тургоякская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 22 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 47958-11 Фазы: А, С | 2 с.ш.: ЗНОЛ.06-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А, В, С ОСШ: ЗНОЛ-СВЭЛ-10 Кл.т. 0,2 10000/V3/100/V3 Рег. № 42661-09 Фазы: А, В, С | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12 | HP ProDesk 400 G3 MT | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 8 | Тургоякская ТЭЦ, ГРУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 27 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 47958-11 Фазы: А ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1261-08 Фазы: С | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 9 | ТП-28 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, с.ш. 10 кВ, яч.1 | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 22192-07 Фазы: А, С | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-12 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 10 | КП-1 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.6 | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 47958-11 Фазы: А, С | НТМК-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 355-49 Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений реактивной электрической энергии ГОСТ Р 52425-2005.
5 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. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 10 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 2 1500000 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113 12 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 счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
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 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТЛШ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПШЛ-10 | 6 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 5 |
| Трансформаторы тока проходные | ТПОЛ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока проходные | ТПЛ-10-М | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 2 |
| Трансформаторы | НОМ-10 | 5 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-10-66 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НОЛ.08-10УТ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛ.06-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СВЭЛ-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМК-10 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МД | 6 |
| Сервер сбора и БД | HP ProDesk 400 G3 MT | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-094-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.146.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-094-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Миасский машиностроительный завод». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 03.08.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Миасский машиностроительный завод», свидетельство об аттестации № 110/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Миасский машиностроительный завод»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72573-18: Методика поверки МП ЭПР-094-2018Скачать10.1 Мб