Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ГМЗ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы состоят из трех уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счётчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных и каналы связи (каналообразующая аппаратура);
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (БД), сервер опроса (СО), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2, технические средства каналов передачи данных, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, АРМ персонала и программное обеспечение (ПК «Энергосфера»).
Первичные фазные 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 преобразуют 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 по проводным и беспроводным каналам связи поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера АИИС КУЭ с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, сервера БД, сервера опроса, УСВ), влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые
используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.
С помощью УСВ-2, обеспечивается приём сигналов точного времени и осуществляется синхронизация сервера опроса по системе GPS/ГЛОНАСС.
Сличение времени часов на уровне ИВК происходит при каждом обращении сервера БД к СО (один раз в 30 минут), синхронизация осуществляется при расхождении часов на величину более чем ±1 с.
Сличение времени часов счетчика со временем СО осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов СО более чем ±2 с.
Журналы событий счетчиков, СО 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 специализированное программное обеспечение (СПО) ПК «Энергосфера». Уровень защиты СПО 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 Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть СПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «pso metr.dll» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | Сервер БД | УССВ |
| Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ПС 35 кВ ГМЗ, РУ 35 кВ, яч.6 | ТОЛ-35 300/5 КТ 0,5S Зав. № 1089 Зав. № 708 Рег. № 21256-07 | НАМИ-35 35000/100 КТ 0,5 Зав. № 383 Рег. № 19813-05 НАМИ-35 35000/100 КТ 0,5 Зав. № 389 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Зав. № 0812182739 Рег. № 36697-17 | HP Proliant DL360 Зав. № CZJ001041R | о 40 ^ 40 ^ (N ^ 1 СП | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,2 |
| 2 | ПС 35 кВ ГМЗ, РУ 35 кВ, яч.3 | ТОЛ-35 300/5 КТ 0,5S Зав. № 1085 Зав. № 742 Рег. № 21256-07 | НАМИ-35 35000/100 КТ 0,5 Зав. № 383 Рег. № 19813-05 НАМИ-35 35000/100 КТ 0,5 Зав. № 389 Рег. № 19813-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Зав. № 0812182747 Рег. № 36697-17 | о ^ ^ а. Рч | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 3 | ПС 35 кВ ГМЗ, РУ 6 кВ, яч.16 | ТОЛ-СЭЩ-10 400/5 КТ 0,5S Зав. № 43618-12 Зав. № 43655-12 Рег. № 51143-12 | НАМИ-10-95 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 2518 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Зав. № 0812182756 Рег. № 36697-17 | HP Proliant DL360 Зав. № CZJ001041R | о ЧО ^ 40 ^ (N °2 | m 40 | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,2 |
| 4 | ПС 6 кВ Термическая, РУ-6 кВ, яч.2 | ТОЛ-10-1 400/5 КТ 0,5S Зав. № 33029 Зав. № 32388 Рег. № 15128-07 | НАМИ-10-95 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 2536 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Зав. № 0812182764 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,2 |
| 5 | ПС 6 кВ Термическая, РУ-6 кВ, яч.3 | ТОЛ-10-1 400/5 КТ 0,5S Зав. № 32387 Зав. № 32885 Рег. № 15128-07 | НАМИ-10-95 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 2536 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Зав. № 0812182794 Рег. № 36697-17 | а. Рч | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,2 |
| 6 | ПС 6 кВ ЦМИ, РУ-6 кВ, 2с.ш., яч.14 | ТОЛ-10-1 200/5 КТ 0,5S Зав. № 32547 Зав. № 33032 Рег. № 15128-07 | НАМИ-10-95 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 2519 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Зав. № 0812182809 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,2 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 7 | ПС 6 кВ ЦМИ, РУ-6 кВ, 1с.ш., яч.3 | ТОЛ-НТЗ-10 200/5 КТ 0,5 Зав. № 50589 Зав. № 50861 Рег. № 51679-12 | НАМИ-10-95 6000/100 КТ 0,5 Зав. № 2539 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1 Зав. № 0812182942 Рег. № 36697-17 | HP Proliant DL360 Зав. № CZJ001041R | УСВ-2 Зав. № 3366 Рег. № 41681-10 | Активная Реактивная | ±1,7 ±3,0 | ±2,3 ±3,3 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);
2 В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95;
3 Погрешность в рабочих условиях указана для ^S9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 7 от 0 до плюс 40 °С.
4 Допускается замена измерительных трансформаторов, 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.
5 Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа.
6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт храниться совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 7 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности ^S9 - температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,87 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности ^S9 - температура окружающей среды для ТТ, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,°С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 0 до +40 от 0 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03М.01: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000 2 35000 2 |
| 1 | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 256554 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Г лубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерении, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование электрического питания сервера 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.
Регистрация событий:
- в журнале событий электросчетчиков: параметрирования;
пропадания питания;
коррекция времени в электросчетчике;
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательных коробок;
УСВ-2;
сервера опроса; сервера БД;
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
установка пароля на электросчетчиках; установка пароля на сервере опроса; установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Измерительный трансформатор тока | ТОЛ-35 | 4 |
| Измерительный трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Измерительный трансформатор тока | ТОЛ-10-1 | 6 |
| Измерительный трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 2 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-35 | 2 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 | 4 |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 7 |
| УССВ | УСВ-2 | 1 |
| Сервер БД | HP Proliant DL360 | 1 |
| ПО | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Инструкция по эксплуатации комплекса технических средств | 85220938.422231.022.ИЭ | 1 |
| Паспорт-формуляр | 85220938.422231.022.ФО | 1 |
| Методика поверки | МП 14-035-2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 14-035-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ГМЗ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Кемеровский ЦСМ» 20.05.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.2016-2011;
- Счетчики СЭТ-4ТМ.03М.01 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
- Устройство синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом ВЛСТ 237.00.001И1 "Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки", утвержденным ФГУП "ВНИИФТРИ" 12.05.2010 г.;
- термогигрометр ИВА-6, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 46434-11;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ, с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «ГМЗ», аттестованном ФБУ «Кемеровский ЦСМ», регистрационный номер RA.RU.310473 от 11.02.2016 г. по Реестру аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ГМЗ»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
75834-19: Методика поверки МП 14-035-2019Скачать6.4 Мб