Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Спасскцемент" по ПС "АСБ" 110/35/6 кВ. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Спасскцемент" по ПС "АСБ" 110/35/6 кВ

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Спасскцемент» по ПС «АСБ» 110/35/6 кВ (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:

- для измерительных каналов №№ 1, 3-11, 13, 14 измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи - проводники и приборы, подключенные к измерительным обмоткам ТТ и ТН;

- для измерительных каналов №№ 2, 12, 15 счетчики активной и реактивной электроэнергии;

2-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) «АльфаЦЕНТР», технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, устройство синхронизации системного времени (УССВ) с приемником сигналов ГЛОНАСС/GPS, 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», ПАО «ДЭК», сетевые организации, филиал АО «СО ЕЭС» Приморское РДУ;

- ведение журнала событий технических и программных средств (счетчики, линии связи, ПО «АльфаЦЕНТР») на сервере БД уровня ИВК и счетчиках;

- ведение системы единого времени.

Принцип действия:

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы (за исключением измерительных каналов №№ 2, 12 и 15), 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. Измерительная информация и журналы событий со счетчиков электрической энергии, по проводному каналу на основе стандарта RS-485 (для ИК №№ 1 - 12, 15) и по беспроводному каналу с использованием GSM/GPRS-модема (для ИК № 13, 14) передаются на сервер БД. Вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения ПО «АльфаЦЕНТР» 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», ПАО «ДЭК», сетевые организации, филиал АО «СО ЕЭС» Приморское РДУ.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, сервера БД уровня ИВК, УССВ), 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 ИВК СОЕВ организована с помощью подключенного к серверу БД УССВ УССВ-2, которое имеет встроенный модуль синхронизации времени, работающей от сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS.

Коррекция часов сервера БД происходит при расхождении часов сервера БД и УССВ-2 более чем на ±2 с (программируемый параметр).

Часы счетчиков ИК синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью не реже 1 раза в сутки, коррекция часов счетчиков ИК проводится при расхождении времени счетчика ИК и времени сервера БД более чем на ±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 36. 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) «АльфаЦЕНТР». 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 специализированного ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии

(идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

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

УССВ

Сервер БД

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч. №29 Ввод от Т-2 (110 кВ)

ТОЛ 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 47959-11

НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

УССВ-2 Рег. № 54074-13

Сервер, совместимый с платформой x86-x64

2

ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ТСН-1

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.20

КТ 1,0/2,0 Рег. № 46634-11

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

3

ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №1 Ввод от Т-1 (35 кВ)

ТОЛ-НТЗ 600/5, КТ 0,5 Рег. № 69606-17

НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

УССВ-2 Рег. № 54074-13

Сервер, совместимый с платформой x86-x64

4

ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №32

ТОЛ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 7069-07

НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

5

ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №30

ТПЛ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59

НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

6

ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №26

ТОЛ-10 50/5, КТ 0,5S Рег. № 7069-07

НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

7

ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №11

ТПЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 2363-68

НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

8

ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч. №20

ТПЛ-10 50/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59

НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

9

ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч. №19

ТПЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 2363-68

НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11

10

ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч. №12

ТОЛ-НТЗ 400/5, КТ 0,5 Рег. № 69606-17

НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

11

ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч. №18

ТОЛ-НТЗ 400/5, КТ 0,5 Рег. № 69606-17

НАМИТ-10-2 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 16687-07

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

12

ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, ТСН-2

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.20

КТ 1,0/2,0 Рег. № 46634-11

13

ПС «Цемзавод» 35/3 кВ, ГРУ-3 кВ, т.с.ш., яч. №21

ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

14

ПС «Цемзавод» 35/3 кВ, ГРУ-3 кВ, т.с.ш., яч. №25

ТПОЛ-10 1000/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59

НТМИ-6 3000/100, КТ 0,5 Рег. № 831-53

СЭТ-4ТМ.03М.01

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

УССВ-2 Рег. № 54074-13

Сервер, совместимый с платформой x86-x64

15

ТП-13 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Пан. 5

-

-

ПСЧ-4ТМ.05МК.20

КТ 1,0/2,0 Рег. № 46634-11

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;

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

4 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

Г раницы основной погрешности, (±6), %

Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±6), %

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

1, 3 - 5, 7 - 11, 13, 14

Активная Реактивная

1,7

3,0

2,3

3,8

±5

2, 12, 15

Активная Реактивная

2,8

4,6

3,0

5,1

6

Активная Реактивная

1,6

2,9

2,1

3,5

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

Технические характеристики

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

15

Нормальные условия:

- напряжение, % от Uhom

от 98 до 102

- ток, % От Ihom

от 100 до 120

- частота, Г ц

от 49,85 до 50,15

- коэффициент мощности cоsф

0,87

- температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

- напряжение, % от Uhom

от 90 до 110

- ток, % от Ihom

от 5 до 120

- частота, Г ц

от 49,6 до 50,4

- коэффициент мощности cоsф

От 0,5 инд. дО 0,8 емк.

- температура окружающей среды для ТТ, °С

от -45 до +50

- температура окружающей среды для ТН, °С

- температура окружающей среды в месте расположения

от -45 до +40

электросчетчиков, °С

от -45 до +70

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.20:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М.01:

2

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

- среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ УССВ-2:

2

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

74500

- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер БД:

1

- 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, не менее Сервер БД:

10

- 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 сервера ИВК:

изменение значений результатов измерений;

изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и

напряжения;

факт и величина синхронизации (коррекции) времени;

пропадание питания;

замена счетчика;

полученные с уровня ИИК «Журналы событий» счетчиков электроэнергии.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

электросчетчиков;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательных коробок;

УССВ;

сервера БД;

- защита информации на программном уровне:

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

установка пароля на электросчетчиках;

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

ТОЛ

3

Трансформатор тока

ТОЛ-НТЗ

6

Трансформатор тока

ТОЛ-10

4

Трансформатор тока

ТПЛ-10

4

Трансформатор тока

ТПЛМ-10

4

Трансформатор тока

ТПОЛ-10

4

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10-2

2

Трансформатор напряжения

НТМИ-6

1

Счетчик электрической энергии многофункциональный

ПСЧ-4ТМ.05МК.00,

ПСЧ-4ТМ.05МК.20

13

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.03М.01

2

У стройство синхронизации системного времени

УССВ-2

1

Продолжение таблицы 5

1

2

3

Сервер БД

Сервер, совместимый с платформой x86-x64

1

Формуляр-паспорт

06.2023.050-АУ.ФО-ПС

1

Руководство по эксплуатации

06.2023.050-АУ.РЭ

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Спасскцемент» по ПС «АСБ» 110/35/6 кВ, 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