Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЦОФ «Беловская» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения 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 измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счётчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включает в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства приема-передачи данных;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», технические средства приема-передачи данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированное рабочее место (АРМ) энергоснабжающей 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 ИВК 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;
- 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 «Кузбассэнергосбыт», филиал ПАО «Россети Сибирь» - «Кузбассэнерго-РЭС», филиал «СО ЕЭС» Кузбасское РДУ;
- ведение журнала событий технических и программных средств (счетчики, УСПД, линии связи, ПО «АльфаЦЕНТР») на сервере 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 требованиями АО «АТС» Приложение 11.1). В памяти счетчика два четырехканальных (актив/реактив, прием/отдача) независимых 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 в УСПД. В УСПД собранная информация консолидируется, производится вычисление величин потребления электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, и далее по автоматическим запросам передается на сервер ИВК. Просмотр полученной информации об электроэнергии по всем ИК доступен на АРМ.
С ИВК Данные передаются по выделенному каналу сети «Интернет» через удаленный АРМ ЭСО в ПАК АО «АТС», ПАО «Кузбассэнергосбыт», филиал ПАО «Россети Сибирь» - «Кузбассэнерго-РЭС», филиал АО «СО ЕЭС» Кузбасское РДУ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту - СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, УСПД, сервера, 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 ИВКЭ СОЕВ организована с помощью подключенного к УСПД устройства синхронизации системного времени УССВ-2, которое имеет встроенный модуль синхронизации времени, работающей от сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS.
Коррекция часов сервера ИВК происходит при расхождении часов сервера ИВК и УСПД более чем на ±1 с (программируемый параметр).
Часы счетчиков ИК синхронизируются от часов УСПД с периодичностью не реже 1 раза в сутки, коррекция часов счетчиков ИК проводится при расхождении времени счетчика ИК и времени УСПД более чем на ±2 с (программируемый параметр).
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с/сут.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих -кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерения, а также их отображение, распечатку и передачу в форматах предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 1.
| Таблица 1 - Идентификационные данные прог | раммного обеспечения |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e73b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с разделом 4.5. Р 50.2.77-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | Метрологические |
| Номер ИК | Наименование объекта | | | | | | Вид | характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УССВ/ УСПД | Сервер | электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.2 | ТПОЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 | | | Активная | ±1,2 | ±1,8 |
| 1 | 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-59 | 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | УССВ-2, Рег. № 54074-13/ RTU-325L, Рег. № 37288-08 | | Реактивная | ±1,7 | ±2,1 |
| | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.6 | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 | HPE ProLiant ML110 | Активная | ±1,2 | ±1,8 |
| 2 | 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Реактивная | ±1,7 | ±2,1 |
| 3 | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.8 | ТПЛ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Активная Реактивная | ±1,2 ±1,7 | ±1,8 ±2,1 |
| | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.10 | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 | | Активная | ±1,2 | ±1,8 |
| 4 | 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | | | Реактивная | ±1,7 | ±2,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.11 | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 | | | Активная | ±1,2 | ±1,8 |
| 5 | 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | | | Реактивная | ±1,7 | ±2,1 |
| | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.12 | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 | | | Активная | ±1,2 | ±1,8 |
| 6 | 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | УССВ-2, Рег. № 54074-13/ RTU-325L, Рег. № 37288-08 | | Реактивная | ±1,7 | ±2,1 |
| | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.14 | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 | HPE ProLiant ML110 | Активная | ±1,2 | ±1,8 |
| 7 | 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Реактивная | ±1,7 | ±2,1 |
| 8 | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш., яч.16 | ТПЛ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Активная Реактивная | ±1,2 ±1,7 | ±1,8 ±2,1 |
| | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.18 | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 | | Активная | ±1,2 | ±1,8 |
| 9 | 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | | | Реактивная | ±1,7 | ±2,1 |
| | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.19 | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 | | | Активная | ±1,2 | ±1,8 |
| 10 | 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | | | Реактивная | ±1,7 | ±2,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.20 | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 | | | Активная | ±1,2 | ±1,8 |
| 11 | 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | | | Реактивная | ±1,7 | ±2,1 |
| | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.22 | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 | УССВ-2, Рег. № 54074-13/ RTU-325L, Рег. № 37288-08 | | Активная | ±1,2 | ±1,8 |
| 12 | 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | HPE ProLiant ML110 | Реактивная | ±1,7 | ±2,1 |
| 13 | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.24 | ТПОЛ-10 600/5, КТ 0,5 Рег. № 1261-08 | НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Активная Реактивная | ±1,2 ±1,7 | ±1,8 ±2,1 |
| 14 | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.26 | ТПЛ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | Активная Реактивная | ±1,2 ±1,7 | ±1,8 ±2,1 |
| | ПС 35/6 кВ «Беловская ЦОФ», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш., яч.30 | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | СЭТ-4ТМ.03 | | | Активная | ±1,2 | ±1,8 |
| 15 | 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | КТ 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | | | Реактивная | ±1,7 | ±2,1 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
3 Погрешность в рабочих условиях указана для ^S9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 15 от 0 до плюс 40 °С;
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, 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;
5 Допускается замена УССВ на аналогичное, утвержденного типа;
6 Допускается замена УСПД на аналогичное, утвержденного типа;
7 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений;
8 Допускается замена сервера без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО);
9 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.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 15 |
| Нормальные условия: - напряжение, % от ^ом - ток, % от ^ом - Частота, Гц - коэффициент мощности ^S9 - 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 ^ом - ток, % от ^ом - частота, Гц - коэффициент мощности ^S9 - температура окружающей среды для ТТ, °С - температура окружающей среды для ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °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 от -45 до +40 от -40 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики (СЭТ-4ТМ.03): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 90000 2 |
| 1 | 2 |
| УССВ (УССВ-2): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 74500 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| УСПД (RTU-325L): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Сервер: | |
| - 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, суток, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление | |
| за месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не | |
| менее | 5 |
| Сервер: | |
| - 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; факт и величина синхронизации (коррекции) времени ИИК; полученные с уровня ИИК «Журналы событий» счетчиков электроэнергии; пропадания питания.
- в журнале событий сервера ИВК: изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
факт и величина синхронизации (коррекции) времени ИИК;
факт и величина синхронизации (коррекции) времени ИВКЭ;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий» счетчиков электроэнергии;
полученный с уровня ИВКЭ «Журнал событий» УСПД;
пропадание питания.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательных коробок;
УССВ;
УСПД;
сервера;
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования электронной
подписи);
установка пароля на электросчетчиках; установка пароля на УСПД; установка пароля на сервер.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 26 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 15 |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325L | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Сервер | HPE ProLiant ML110 | 1 |
| Методика поверки | МП 14-050-2020 | 1 |
| Формуляр - паспорт | 10.2020.026-АУ.ФО-ПС | 1 |
| Руководство по эксплуатации | 10.2020.029-АУ.РЭ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ЦОФ «Беловская», аттестованном ФБУ «Кемеровский ЦСМ», регистрационный номер RA.RU.310473 от 11.02.2016 г. в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЦОФ «Беловская»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
81675-21: Методика поверки МП 14-050-2020Скачать3.9 Мб