Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Комбинат КМАруда» в сечении с ФСК (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. Количество измерительных каналов 2.
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительные комплексы электроустановки (ИВКЭ) на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД), в состав которого входит GPS-приемник, обеспечивающий прием сигналов точного времени и технические средства приема-передачи данных.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) ПК «Энергосфера» и автоматизированные рабочие места (АРМ).
ИИК, ИВКЭ, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени вычисляется для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485
поступает на второй уровень системы (ИВКЭ) в УСПД ЭКОМ-3000, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор, хранение и передача результатов измерений на верхний уровень (ИВК) АИИС КУЭ.
По запросу сервера БД с периодичностью не менее одного раза в сутки по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet происходит передача результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ. Полученная информация записывается в БД сервера.
Также на сервер БД с периодичностью не менее одного раза в сутки или по запросу поступает информация о 30-минутных приращениях активной и реактивной энергии от ИВК системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «ФСК».
На верхнем уровне системы выполняется обработка поступающей измерительной информации, её формирование и хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Коррекция часов компонентов АИИС КУЭ осуществляется от устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000, в состав которого входит GPS-приемник, обеспечивающий прием сигналов точного времени. Часы сервера БД синхронизируются от часов УСПД, коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов УСПД и часов сервера БД более чем на ±1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью не менее 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с (программируемый параметр).
Журналы событий счетчиков электроэнергии, УСПД и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) ПК «Энергосфера». 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимые части ПО указаны в таблице 1.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО П | К «Энергосфера» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b (для 32-разрядного сервера опроса), 6c38ccdd09ca8f92d6f96ac33d157a0e (для 64-разрядного сервера опроса) |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ГПП 110/6 кВ КМАруда, РУ-110 кВ, ввод Т-1 | А В С | ТОГФ-110 400/5 Кл.т 0,2S Рег. № 61432-15 | А В С | ЗНОГ-110 (1) 110000: V3/ 100:V3 Кл.т 0,2 Рег. № 61431-15 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14/ hp proliant dl 180 g6 server |
| 2 | ГПП 110/6 кВ КМАруда, РУ-110 кВ, ввод Т-2 | А В С | ТОГФ-110 400/5 Кл.т 0,2S Рег. № 61432-15 | А В С | ЗН0Г-110 (2) 110000: V3/ 100:V3 Кл.т 0,2 Рег. № 61431-15 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
Пр имечания:
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 Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УСПД на аналогичное утвержденных типов.
3 Допускается замена сервера на модель с аналогичными характеристиками.
4 (1) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 1.
5 (2) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 2.
6 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 метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Г раницы основной погрешности (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1, 2 | Активная | | 0,5 | 1,3 |
| Реактивная | | 1,2 | 2,5 |
| Примечания: 1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 2 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | 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 1 (5) до 120 |
| - коэффициент мощности, cos9 | 0,5 инд до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от -10 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения ИВКЭ, °С | от -10 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч. | 2 |
| для ЭКОМ-3000: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч. | 24 |
| для сервера: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч. | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчики, СЭТ-4ТМ.03М: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| ЭКОМ-3000: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 3 |
| сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ± 5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- испытательной коробки;
- сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОГФ-110 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОГ-110 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Сервер | hp proliant dl 180 g6 server | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Паспорт-формуляр | СЭ.2019.11.АСКУЭ.31-ПФ | 1 |
| Методика поверки | МП КЦСМ-170-2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП КЦСМ-170-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Комбинат КМАруда» в сечении с ФСК. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ»
11.06.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГИШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки» утвержденному УНИИМ 12.1999 г.;
- УСПД ЭКОМ-3000 - по документу: «Программно-технический измерительный комплекс ЭКОМ. Методика поверки, МП 26-262-99, утвержденному УНИИМ 12.1999 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Комбинат КМАруда» в сечении с ФСК». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 10/RA.RU.312287/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
75851-19: Методика поверки МП КЦСМ-170-2019Скачать7.0 Мб