Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Кыштымский медеэлектролитный завод"
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Кыштымский медеэлектролитный завод» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящую из 20 измерительных каналов (ИК).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительные каналы точек учета (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (сервер БД) с установленным серверным программным обеспечением (программный комплекс «Энергосфера»), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В состав ИВК входит вспомогательное оборудование - автоматизированные рабочие места (АРМ) пользователей системы, а также АРМ энергосбытовой компании.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
- сбор и передачу журналов событий счетчиков в базу данных ИВК;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений электроэнергии прямого и обратного направлений) с заданной дискретностью 30 мин;
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМ);
- возможность предоставления по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера электросетевых и энергосбытовых организаций;
- обработку, формирование и передачу результатов измерений в XML-формате по электронной почте (с электронной подписью);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- обеспечение диагностики и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- обеспечение конфигурирования и настройки параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое выполнение измерений времени (синхронизация часов АИИС КУЭ).
Первичные токи и напряжения преобразовываются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков 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 по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).
На сервере БД выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
На сервере БД информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии экспортируется в файлы формата Xml. Файлы данных не реже 1 раза в сутки автоматически направляются на АРМ энергосбытовой компании по электронной почте в формате XML.
Дальнейшая передача информации в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другим смежным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) осуществляется от АРМ энергосбытовой компании по каналу связи сети Internet в формате XML в соответствии с регламентами ОРЭМ. Передача информации в АО «АТС» происходит после подписания файла электронно-цифровой подписью энергосбытовой компании.
Информация с сервера БД может быть передана на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. В состав УСПД, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 17049-04 (Рег. № 17049-04), включен модуль,
обеспечивающий прием сигналов точного времени часов УСПД. УСПД осуществляет синхронизацию часов сервера и измерительных компонентов системы. Сличение шкалы времени ИВК и УСПД происходит не реже 1 раза в 60 минут. Сличение шкалы времени счетчиков со шкалой временем УСПД происходит каждые 30 мин. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД при расхождении шкал времени более ±1 с, но не чаще чем один раз в сутки.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входят ПО счетчиков, сервера и АРМ на основе специализированного программного пакета - программный комплекс «Энергосфера» (ПО «Энергосфера»).
Метрологически значимой частью специализированного ПО АИИС является библиотека pso_metr.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учета, и является неотъемлемой частью АИИС КУЭ.
Идентификационные данные библиотеки pso_metr.dll приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «Энергосфера»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso_metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Специализированное ПО предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, а также предусматривает разграничение прав пользователей путем создания индивидуальных учетных записей. Получение измерительной информации возможно только при идентификации пользователя путем ввода данных пользователя и соответствующего ему пароля.
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с
Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов точек учета АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и основные метрологические характеристики ИК
| № ИК | Наименование измерительных каналов | Состав измерительных каналов | Вид элетро-энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность ,% | Погрешност ь в рабочих | |||
| 1 | ПС 110 кВ Электролитная, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1 (ВЛ 110 кВ Кыштым -Электролитная 2 цепь) | ТФЗМ 110Б 400/5 кл.т 0,5 Рег. № 24811-03 | НКФ (110000/V3)/ (100/^3) кл.т 0,2 Рег. № 49582-12 НКФ-110-57У1 (110000/^3)/ (100/V3) кл.т 0,5 Рег. № 14205-94 НКФ110-83У1 (110000/^3)/ (100/V3) кл.т 0,5 Рег. № 1188-84 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-04 | Активная, реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,3 |
| 2 | ПС 110 кВ Электролитная, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2 (ВЛ 110 кВ Кыштым -Электролитная 1 цепь) | ТФЗМ 110Б 400/5 кл.т 0,5 Рег. № 24811-03 | НКФ-110-57У1 (110000/V3)/ (100/V3) кл.т 0,5 Рег. № 14205-94 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т, 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | ||||
| 3 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 6 | ТЛМ-10 600/5 кл.т 0,5 Рег. № 2473-00 | НОМ-6 6000/100 кл.т. 0,5 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ||||
| 4 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 25 | ТЛМ-10 600/5 кл.т 0,5 Рег. № 2473-00 | НОМ-6 6000/100 кл.т. 0,5 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ||||
условиях.%
| § 2 | Наименование измерительных каналов | Состав измерительных каналов | Вид элетро-энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность,% | Погрешность в рабочих условиях.% | |||
| 5 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.9 | ТОЛ 10ХЛ3 200/5 кл.т.0,5 Рег. № 7069-82 | НОМ-6 6000/100 кл.т. 0,5 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-04 | Активная, реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,3 |
| 6 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.22 | ТОЛ 10ХЛ3 200/5 кл.т.0,5 Рег. № 7069-82 | НОМ-6 6000/100 кл.т. 0,5 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ||||
| 7 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.10 | ТОЛ 10ХЛ3 200/5 кл.т.0,5 Рег. № 7069-82 | НОМ-6 6000/100 кл.т. 0,5 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ||||
| 8 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.23 | ТВЛМ-10 300/5 кл.т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НОМ-6 6000/100 кл.т. 0,5 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ||||
| 9 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч.38 | ТВЛМ-10 800/5 кл.т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НОМ-6 6000/100 кл.т. 0,5 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ||||
| 10 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч.49 | ТВЛМ-10 800/5 кл.т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НОМ-6 6000/100 кл.т. 0,5 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ||||
| § 2 | Наименование измерительных каналов | Состав измерительных каналов | Вид элетро-энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность,% | Погрешность в рабочих условиях.% | |||
| 11 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч.40 | ТОЛ-10 50/5 кл.т 0,5S Рег. № 7069-07 | НОМ-6 6000/100 кл.т. 0,5 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-04 | Активная, реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,4 ±6,7 |
| 12 | ПС 110 кВ Электролитная, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч.45 | ТОЛ-10 50/5 кл.т 0,5S Рег. № 7069-07 | НОМ-6 6000/100 кл.т. 0,5 Рег. № 159-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ||||
| 13 | ТП 6 кВ Южная, РУ-6 кВ, яч.1А | ТОЛ-10 200/5 кл.т 0,5 Рег. № 7069-07 | НТМК-6 6000/100 кл.т. 0,5 Рег. № 323-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ±1,1 ±2,7 | ±3,3 ±5,3 | ||
| 14 | ТП 6 кВ Южная, РУ-6 кВ, яч.17 | ТОЛ-10 200/5 кл.т 0,5 Рег. № 7069-07 | НТМК-6 6000/100 кл.т. 0,5 Рег. № 323-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | ||||
| 15 | ТП 6 кВ Южная, РУ-0,4 кВ, п.2 ф.6 | ТОП 200/5 кл.т 0,5 Рег. № 47959-11 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 кл.т. 0,5S/l,0 Рег. № 27524-04 | ±1,0 ±2,3 | ±3,2 ±5,5 | ||
| 16 | ТП 6 кВ Южная, РУ-0,4 кВ, п.7 ф.15 | ТОП 200/5 кл.т 0,5 Рег. № 47959-11 | - | СЭТ-4ТМ.03.09 кл.т. 0,5S/l,0 Рег. № 27524-04 | ||||
| § 2 | Наименование измерительных каналов | Состав измерительных каналов | Вид элетро-энергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность,% | Погрешность в рабочих условиях.% | |||
| 19 | ТП 6 кВ Южная, РУ-0,4 кВ, п.1 ф.3 | ТШП 300/5 кл.т 0,5 Рег. № 47957-11 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/l,0 Рег. № 36697-08 | ЭКОМ 3000 Рег. № 17049-04 | Активная, реактивная | ±1,0 ±2,3 | ±3,2 ±5,5 |
| 20 | ТП 6 кВ Южная, РУ-0,4 кВ, п.1 ф.4 | ТОП 200/5 кл.т 0,5S Рег. № 47959-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/l,0 Рег. № 36697-08 | ±1,0 ±2,3 | ±3,3 ±5,5 | ||
| 21 | ТП 6 кВ Южная, РУ-0,4 кВ, п.3 ф.7 | ТШП 200/5 кл.т 0,5 Рег. № 47957-11 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/l,0 Рег. № 36697-08 | ±1,0 ±2,3 | ±3,2 ±5,5 | ||
| 22 | ТП 6 кВ Южная, РУ-0,4 кВ, п.3 ф.8 | ТШП 200/5 кл.т 0,5S Рег. № 64182-16 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т. 0,5S/l,0 Рег. № 36697-08 | ±1,0 ±2,3 | ±3,3 ±5,5 | ||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности СОЕВ, с | ±5 | |||||||
Примечания:
1 Характеристики допускаемой относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала допускаемой относительной погрешности, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность измерительного канала номер один рассчитана по классу точности ТН 0,5, так как владелец системы не претендует на улучшение метрологических характеристик.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСПД 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. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: параметры сети: - напряжение, % от Uhom | от 98 до 102 |
| - ток, % От Ihom | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos ф | 0,87 |
| - температура окружающей среды, °C: | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom | от 90 до 110 |
| - ток, % От Ihom | от 5 до 120 |
| - ток, % от Ihom (для ИК № 11, 12, 20, 22) | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos ф | не ниже 0,5 |
| - частота, Гц | от 49 до 51 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН,°С | от -40 до +50 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,°С | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды для УСПД,°С; | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды для сервера,°С; | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08): - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 140 000 |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12): - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 165 000 |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03: - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 90 000 |
| УСПД ЭКОМ-3000: - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 75 000 |
| Сервер: - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08): - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | 113 |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12): - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | 114 |
| счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут | 114 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу, сут | 35 |
| ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты;
- в журналах событий счетчиков фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 5 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 15 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10ХЛ3 | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 8 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОП | 9 |
| Трансформаторы тока шинные | ТШП | 9 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ110-83У1 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57У1 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 8 |
| Трансформаторы напряжения | НТМК-6 | 2 |
| Сервер ИВК | Supermicro SuperServer 1U 5019S-MR | 1 |
| ПО (комплект) | «Энергосфера» | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Методика поверки | МП-46897-11с Изменением № 1 | 1 |
| Формуляр | 36946483.АУЭ-1069.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-46897-11 с Изменением № 1 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Кыштымский медеэлектролитный завод». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 01.10.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- прибор комбинированный Testo 622, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53505-13.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ЗАО «Кыштымский медеэлектролитный завод». Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде ФР.1.34.2011.10270.
Нормативные документы
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