Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КанБайкал» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) на основе встроенного в устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000 приемника сигналов точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS, программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ), а также в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС».
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ на основе встроенного в ЭКОМ-3000 приемника сигналов точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и времени сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС
КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| | adcenter.exe | | 52D964207A14B0AD8 58E7EDC1E9FB0C1 | |
| ПК | AdmTool.exe | не ниже 6.4 | C15BBFB180630CB50 9B436D77679B74D | MD5 |
| «Энергосфера» | AlarmSvc.exe | A4921F2CB7AE8F827 58F59279E1CCDCE |
| | config.exe | | 47F CB 81D2D761FE81 8A59968525A5759 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| | ControlAge.exe | | 4CC18CD7E70BB0C6 DE1D71AEF6BEB4D0 | |
| ПК | expimp.exe | не ниже 6.4 | 958F7F660344062C4 37BF4542B9914BF | MD5 |
| «Энергосфера» | PSO.exe | 96ACF107EE2DAD7A 9E13BC1B3BBBCB8B |
| | CRQonDB.exe | | 25E4509A8D9036CE C102CD78E58F6211 | |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метролог характе] И] | ические жстики К |
| Наименование ИК | ТТ | ТН | Счётчик | УСВ | Основная погрешность, % | Погреш -ность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110 кВ Унтыгейская, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т1 | ТВ-ТМ-35 УХЛ 1 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 61552-15 | СРВ 123 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:V3/100:V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±± |
| 2 | ПС 110 кВ Унтыгейская, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т2 | ТВ-ТМ-35 УХЛ 1 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 61552-15 | СРВ 123 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:V3/100:V3 Рег. № 47844-11 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УСВ, встроенное в ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7 ,1 |
| 3 | ПС 110 кВ Лазеевская, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1 | TG 145 Кл. т. 0,2 Ктт 300/5 Рег. № 15651-96 | СРВ 123 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:V3/100:V3 Рег. № 15853-96 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,8 ±4,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ПС 110 кВ Лазеевская, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2 | TG 145 Кл. т. 0,2 Ктт 300/5 Рег. № 15651-96 | СРВ 123 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:V3/100:V3 Рег. № 15853-96 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,8 ±4,0 |
| 5 | ПС 35 кВ ПСН, ЗРУ-35 кВ, 1 с.ш. 35 кВ, яч.1 | TPU 7 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 25578-03 | TJP 7 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 25432-03 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | УСВ, встроенное в ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,1 ±5 ,6 |
| 6 | ПС 35 кВ ПСН, ЗРУ-35 кВ, 2 с.ш. 35 кВ, яч.2 | TPU 7 Кл. т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 25578-03 | TJP 7 .1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000:V3/100:V3 Рег. № 51401-12 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,1 ±5 ,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
| Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8инд, ^0,05Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№ 1-6 от минус 40°C до плюс 60°C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 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. 6. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденного типа. 7. Допускается замена сервера БД без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 9. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до 0,8емк. |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| ТТ и ТН, оС | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| счетчиков, оС: | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| УСВ, оС | от 0 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера БД, оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| - для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 (Рег. № 36697-17); | 220000 |
| - для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-08). | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД 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 БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени:
- счетчиков (функция автоматизирована);
- сервера БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ |
| Наименование | Обозначение | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВ-ТМ-35 УХЛ 1 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | TG 145 | 6 шт. |
| Трансформатор тока | TPU 7 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | СРВ 123 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | СРВ 123 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения | TJP 7 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | TJP 7 .1 | 3 шт. |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 2 шт. |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 4 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ, встроенное в ЭКОМ-3000 | 1 шт. |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 шт. |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.789 ПФ | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «КанБайкал», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
84788-22: Методика поверкиСкачать11.2 Мб