Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Джубгинской ТЭС» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначенна для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ выполненная на основе ПТК «ЭКОМ» (Госреестр № 19542-05), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» (УСПД) (Госреестр № 1704909) с встроенным приемником сигналов точного времени, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер, АРМ (автоматизированные рабочие места), а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
- передача результатов измерений ПАК ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - РДУ в рамках согласованного регламента;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом (закрытие механических замков, пломбирование)и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
УСПД, по проводным линиям связи считывает значения мощностей и текущие показания счетчиков и хранение измерительной информации.
Сервер, с периодичностью не реже одного раза в сутки, по сети Ethernet (основной канал) опрашивает УСПД и считывает с них получасовые значения электроэнергии, показания счетчиков на 0 часов, энергию за сутки и журналы событий, также в нём осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1 так, как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования). Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
Сервер, в автоматическом или ручном режиме 1 раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи сети Internet отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.
АРМ считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят: счетчики электроэнергии, УСПД (с встроенным приемником сигналов точного времени), сервер.
Синхронизация времени УСПД от приемника точного времени происходит ежесекундно.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±3 с.
Точность хода часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО УСПД, ПО СБД, ПО АРМ.
Программные средства СБД уровня ИВК включают операционную систему, сервисные программы, программы обработки текстовой информации (MS Office), ПО систем управления базами данных (СУБД) и ПК «Энергосфера».
Программные средства АРМ включают операционную систему, программы обработки текстовой информации (MS Office) и клиентское ПО «Энергосфера».
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Программный комплекс «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (сервер опроса pso_ metr.dll) | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
ПК «Энергосфера» внесен в Госреестр СИ в составе ПТК «ЭКОМ» №19542-05. ПО «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты ПО «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав первого и второго уровней ИК АИИС КУЭ
| № иик | Наимено вание ИИК | Состав первого и второго уровней ИК |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | Г-1 10МКА | JKQ870C 8000/1 Кл.т. 0,2S Госреестр № 41964-09 | TJC6-G (10500/^3)7(100/^3) Кл. т. 0,2 Госреестр № 49111 -12 | СЭТ- 4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049- 09 |
| 2 | Г-2 20МКА | JKQ870C 8000/1 Кл. т. 0,2S Госреестр № 41964-09 | ЗНОЛП-ЭК-10 М1 (10500/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,2 Госреестр № 47583-11 | СЭТ- 4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049- 09 |
| 3 | ВЛ 220кВ Шепси | ТГ-220 600/1 Кл. т. 0,2S Госреестр № 46278-10 | SVR-20 (220000/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,2 Госреестр № 51365-12 | СЭТ- 4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049- 09 |
| 4 | ВЛ 220кВ Горячий ключ | ТГ-220 600/1 Кл. т. 0,2S Госреестр № 46278-10 | SVR-20 (220000/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,2 Госреестр № 51365-12 | СЭТ- 4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049- 09 |
| 5 | ВЛ 110кВ Архипо-Осиповк а | ТГ-110 600/1 Кл. т. 0,2S Госреестр № 37465-08 | SVR-10 (110000/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,2 Госреестр № 51365-12 | СЭТ- 4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049- 09 |
| 6 | ВЛ 110кВ Джубга | ТГ-110 600/1 Кл. т. 0,2S Госреестр № 37465-08 | SVR-10 (110000/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,2 Госреестр № 51365-12 | СЭТ- 4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049- 09 |
| 7 | ВЛ 110кВ Лермонт ово | ТГ-110 600/1 Кл. т. 0,2S Госреестр № 37465-08 | SVR-10 (110000/V3)/(100/V3) Кл. т. 0,2 Госреестр № 51365-12 | СЭТ- 4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-08 | ЭКОМ-3000 Госреестр № 17049- 09 |
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 собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденного типа.
3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| Номер ИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерение активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) |
| 51(2)%, I1(2)— I ИЗМ —15 % | 55 %, I5— I ИЗМ —I20 % | 520 %, I20— I ИЗМ —I100 % | 5100 %, I100— I ИЗМ —I120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-7 (Сч. 0,2S; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,7 | ±0,7 |
| 0,9 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК АИИС КУЭ (измерение реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ) |
| 51(2)%, I1(2)— I ИЗМ —I5 % | 55 %, I5— I ИЗМ —I20 % | 520 %, I20— I ИЗМ —I100 % | 5100 %, I100— I ИЗМ —I120 % |
| 1-7 (Сч. 0,5; ТТ 0,2S; ТН 0,2) | 0,9 | ±5,6 | ±2,1 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,8 | ±4,3 | ±1,7 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,7 | ±3,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,5 | ±3,2 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
| Примечания: 1 Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от I1%, погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%Q для cosc 1,0 нормируется от I2%. 2 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой). |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 7 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от UHOm - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 - частота, Гц температура окружающей среды, °С - ТТ и ТН - счетчиков - УСПД - ИВК | от 98 до 102 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,85 до 50,15 от +15 до +25 от +15 до +25 от +15 до +25 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от UHOm - ток, % от IHOM температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С | от 99 до 101 от 1 до 120 от -40 до +50 от +5 до +35 |
| Наименование характеристики | Значение |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 35 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| УСПД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во |
| ИИК |
| 1 Трансформатор тока | JKQ870C | 6 шт. |
| ТГ-110 | 9 шт. |
| ТГ-220 | 6 шт. |
| 2 Трансформатор напряжения | SVR-10 | 6 шт. |
| SVR-20 | 6 шт. |
| TJC6-G | 3 шт. |
| ЗНОЛП-ЭК-10 М1 | 3 шт. |
| 3 Счетчик электроэнергии | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 7 шт. |
| 4 Промконтроллер | ЭКОМ 3000 | 1 шт. |
| 5 Сервер | HP Proliant DL380G07 Е5620 | 2 шт. |
| 6 АРМ диспетчера | стационарный ПК | 10 шт. |
| 7 Мобильный АРМ | Ноутбук HP 655 15.6 | 1 шт. |
| 8 Устройство синхронизации времени | В составе ЭКОМ | 1 шт. |
| 9 Операционная система | «Windows Server 2008 Std» | 1 шт. |
| 10 Специализированное ПО | «Энергосфера» | 1 шт. |
| 11 Методика поверки | МП 1636/551-2013 | 1 шт. |
| 12 Паспорт - формуляр | 55181848.422222.193ПФ | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП 1636/551-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Джубгинской ТЭС». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 14 августа 2013 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 27008-04.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Джубгинской ТЭС», аттестованная ООО СтандартЭС, аттестат аккредитации RA.RU.312818 от 31.10.2019 года.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
