Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Осинниковский угольный разрез» предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами АО «УК «Кузбассразрезуголь», сбора, хранения и обработки полученной информации. Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления выработкой и потреблением электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), установленные на присоединениях, указанных в таблице 2, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер АИИС КУЭ с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. На выходе счетчиков имеется измерительная информация со значениями следующих физических величин:
активная и реактивная электрическая энергия, вычисленная как интеграл по времени на интервале 30 мин от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности;
средняя на интервале 30 мин активная и реактивная мощность.
Измеренные значения приращений активной и реактивной энергии на 30-минутных интервалах времени сохраняются в энергонезависимой памяти счетчиков электроэнергии с привязкой к шкале времени UTC (SU).
Сервер АИИС КУЭ при помощи ПО «АльфаЦЕНТР» автоматически с заданной периодичностью или по запросу опрашивает счетчики электрической энергии и считывает 30-минутные данные коммерческого учета электроэнергии и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет обработку измерительной информации (перевод измеренных значений в именованные физические величины, умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН), помещение измерительной и служебной информации в базу данных и хранение ее.
Считывание сервером АИИС КУЭ данных из счетчиков электрической энергии осуществляется посредством локальной вычислительной сети предприятия, а также сотовой сети связи стандарта GSM 900/1800. При выходе из строя линий связи АИИС КУЭ считывание данных из счетчиков возможно проводить в ручном режиме с использованием ноутбука через встроенный оптический порт счетчиков.
Сервер АИИС КУЭ ежесуточно формирует и отправляет по основному каналу связи, организованному на базе сети интернет в виде сообщений электронной почты отчеты с результатами измерений на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ).
АРМ субъекта ОРЭМ осуществляет передачу данных (результатов измерений) прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничных рынков электроэнергии и мощности в виде электронного документа XML формата, заверенного электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит комплекс измерительно-вычислительный СТВ-01 (рег.№ 49933-12), который синхронизирован с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) и обеспечивает предоставление информации о текущем времени в протоколе NTP.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ с СТВ-01 осуществляется встроенным программным обеспечением сервера АИИС КУЭ каждый час, коррекция производится автоматически при отклонении шкалы времени сервера ИВК и СТВ-01 на величину равную или более 1 с. Сравнение показаний шкалы времени счетчика с сервером АИИС КУЭ осуществляется встроенным программным обеспечением по вычислительной сети (либо каналам связи GSM), во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Коррекция шкалы времени счетчика производится при расхождении со шкалой времени сервера ИВК на величину равной или более 1 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) факта коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Заводской номер АИИС КУЭ указывается в паспорте-формуляре.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». 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 передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1. Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, приведенные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и основные метрологические характеристики
| Номер ИИК | Наименование объекта учета | Средство измерений | Источник точного времени | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| Вид СИ | Тип, метрологические характеристики | Границы интервала основной погрешности (±5), % | Границы интервала погрешности, в рабочих условиях (±5),% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 01 | ПС 110 кВ Кедровая, РУ-6 кВ, яч. 7, ф. 6-41-7р | тт | ТЛМ-10 400/5; кл.т. 0,5 Рег.№ 2473-69 | СТВ-01 Per. № 49933-12 | Активная Реактивная | 1Д 2,7 | 3,2 5,1 |
| TH | НАМИТ-10 6000/100; кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
| Электросчетчик | A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/l,0 Рег.№ 31857-06 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 02 | ПС 110 кВ Кедровая, РУ-6 кВ, яч. 8, ф. 6-41-8р | тт | ТЛМ-10 400/5; кл.т. 0,5 Рег.№ 2473-69 | СТВ-01 Per. № 49933-12 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 3,2 5,1 |
| TH | НАМИТ-10 6000/100; кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
| Электросчетчик | A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,58/1,0 Рег.№ 31857-06 |
| 03 | ПС 110 кВ Кедровая, РУ-6 кВ, яч. 13, ф. 6-41-13р | ТТ | ТЛМ-10 400/5; кл.т. 0,5 Рег.№ 2473-69 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 3,2 5,1 |
| TH | НАМИТ-10 6000/100; кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
| Электросчетчик | A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,58/1,0 Рег.№ 31857-06 |
| 04 | ПС 110 кВ Кедровая, РУ-6 кВ, яч. 14, ф. б-41-14р | ТТ | ТЛМ-10 400/5; кл.т. 0,5 Рег.№ 2473-69 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 3,2 5,1 |
| TH | НАМИТ-10 6000/100; кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
| Электросчетчик | A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,58/1,0 Рег.№ 31857-06 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 05 | ПС 110 кВ Кедровая, РУ-6 кВ, яч. 16, ф. 6-41-16р | тт | ТЛМ-10 400/5; кл.т. 0,5 Рег.№ 2473-69 | СТВ-01 Per. № 49933-12 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 3,2 5,1 |
| TH | НАМИТ-10 6000/100; кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 |
| Электросчетчик | A1805RL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/l,0 Рег.№ 31857-06 |
| 06 | ПС 35 кВ Рябиновая, РУ-6 кВ, яч. 21, Ввод 6 кВ Т-1 | ТТ | ТШЛ-СЭЩ 1500/5; кл.т. 0,5S Рег.№ 51624-12 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | з,о 5,1 |
| TH | знол-сэщ 6000/л/3/100/л/3; кл.т. 0,5 Рег.№ 54371-13 |
| Электросчетчик | Al 805RAL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/l,0 Рег.№ 31857-11 |
| 07 | ПС 35 кВ Рябиновая, РУ-6 кВ, яч. 26, Ввод 6 кВ Т-2 | ТТ | ТШЛ-СЭЩ 1500/5; кл.т. 0,5S Рег.№ 51624-12 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | з,о 5,1 |
| TH | ЗНОЛ-СЭЩ 6000/л/3/100/л/3; кл.т. 0,5 Рег.№ 54371-13 |
| Электросчетчик | Al 805RAL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/l,0 Рег.№ 31857-11 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 08 | ПС 35 кВ Рябиновая, РУ-6 кВ, яч. 28 | тт | ТОЛ-СЭЩ 400/5; кл.т. 0,5S Рег.№ 51623-12 | СТВ-01 Per. № 49933-12 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | з,о 5,1 |
| TH | знол-сэщ 6000/л/3/100/л/3; кл.т. 0,5 Рег.№ 54371-13 |
| Электросчетчик | Al 805RAL-P4GB-DW-3 кл.т. 0,5S/l,0 Рег.№ 31857-11 |
| 09 | ПС 35 кВ Рябиновая, РУ СН-1 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-6-1 | ТТ | ТОП 150/5; кл.т. 0,5S Рег.№ 47959-11 | Активная Реактивная | 1,0 2,3 | 2,4 3,8 |
| TH | - |
| Электросчетчик | A1805RL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/l,0 Рег.№ 31857-11 |
| 10 | ПС 35 кВ Рябиновая, РУ СН-2 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-6-2 | ТТ | ТОП 150/5; кл.т. 0,5S Рег.№ 47959-11 | Активная Реактивная | 1,0 2,3 | 2,4 3,8 |
| TH | - |
| Электросчетчик | A1805RL-P4GB-DW-4 кл.т. 0,5S/l,0 Рег.№ 31857-11 |
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АПИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU) ±5 с
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 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 минут. |
| 3 Допускается замена ТТ, TH 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. 4 Допускается замена источника точного времени на аналогичные утвержденных типов. 5 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). |
| 6 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений. 7 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 технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 10 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom | от 99 до 101 |
| - сила тока, % от Ihom | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos9 | 0,9 |
| температура окружающей среды °C: - для счетчиков активной энергии: ГОСТ Р 52323-2005 | от +21 до +25 |
| - для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom | от 90 до 110 |
| - сила тока, % от Ihom: - для ИК № 1-5 | от 5 до 120 |
| - для ИК № 6-10 | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos9 | от 0,5 до 1,0 |
| диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН | от -40 до +70 |
| - для счетчиков ИК № 1-10 | от +15 до +25 |
| - для СТВ-01 | от +15 до +25 |
| - для сервера | от +15 до +20 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики Альфа А1800: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | 2 |
| СТВ-01: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее, | 100 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 80 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, | 1 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики Альфа А1800: - тридцатиминутный профиль нагрузки каждого массива, | |
| сут, не менее | 113,7 |
| ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств | 3,5 |
| измерений, лет, не менее | |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счётчике;
- пропадание напряжения пофазно.
журнал сервера:
- параметрирования;
- замены счетчиков;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени.
Защищённость применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
наличие защиты информации на программном уровне при хранении, передаче, параметрировании:
- пароль на счётчике электрической энергии;
- пароль на сервере АРМ.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- АРМ (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ способом
цифровой печати.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
| Измерительный трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ | 6 |
| Измерительный трансформатор тока | ТЛМ-10 | 10 |
| Измерительный трансформатор тока | ТШЛ-СЭЩ | 4 |
| Измерительный трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 2 |
| Измерительный трансформатор тока | ТОП | 6 |
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии | Альфа А1800 | 10 |
| Комплекс измерительно-вычислительный | СТВ-01 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | - | 1 |
| Программное обеспечение | АльфаЦЕНТР | 1 |
| Программное обеспечение | Metercat | 1 |
| Паспорт-формуляр | ПК110/06-1.010.ФО.3 | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «УК «Кузбассразрезуголь» - «Осинниковский угольный разрез» аттестованном ФГБУ «ВНИИМС», аттестат аккредитации № RA.RU.311787 от 16.02.2016.
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.
