Назначение
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Южный Кузбасс ЦОФ «Сибирь» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Полученные данные и результаты измерений используются для коммерческих расчетов с энергосбытовыми организациями и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя:
ИИК для ИК с № 1 по № 4, № 10, № 11: 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;
ИИК для ИК № 5, № 6, № 9, № 12: измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счётчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
ИИК для ИК № 7 и № 8: многофункциональные счётчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер базы данных (БД), 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»).
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматическое измерение физических величин;
автоматический сбор информации об измеренных физических величинах;
формирование 30-ти минутных значений профиля нагрузки;
прием результатов измерений от АИИС КУЭ «Кузбассэнерго» (Томь-Усинская ГРЭС) в виде XML-макетов;
решение аналитической задачи по замещению отсутствующей (недостоверной) измерительной информации в соответствии с договорными условиями;
автоматизированное формирование сальдо по электропотреблению участников оптового рынка электроэнергии (ОРЭ);
предоставление доступа к отчетным и иным документам в визуальной, печатной и электронной форме;
ведение журналов событий ИИК и ИВК;
формирование архива измеренных величин, с указанием времени проведения измерения и времени поступления данных в электронный архив;
формирование архива технической и служебной информации;
организация доступа к коммерческой информации и/или отправка данных другим потребителям коммерческой информации;
синхронизация времени по каждому ИИК и в ИВК;
контроль работоспособности программно -технических средств ИИК и ИВК;
конфигурирование и настройка параметров ИИК и ИВК.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами, при их наличии, 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 и ТН, 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, 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 ГЛОНАСС/GPS.
Сличение времени часов на уровне ИВК происходит один раз в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении часов на величину более чем ± 1 с.
Сличение времени часов счетчика со временем сервера осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера более чем ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с/сут.
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 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Т аблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| № ИК | | Измерительные компоненты |
| Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ | Сервер БД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Сечение ООО «М | ЕЧЕЛ-ЭНЕРГО» («ЦОФ «Сибирь») - ПАО «Кузбассэнергосбыт» |
| 1 | ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.30, ф.6 -30 Б | ТПЛ-10 Ктт = 400/5 КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Ктн = 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | HPE ProLiant DL360 Gen10 |
| 2 | ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.11, ф.6 -11 К | ТПЛ-10 Ктт = 150/5 КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НАМИ-10 Ктн = 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 3 | ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.29, ф.6 -29 П | ТПОЛ-10 Ктт = 400/5 КТ 0,5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10 Ктн = 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 4 | ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.23, ф.6 -23 В | ТПЛ-10 Ктт = 200/5 КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НАМИ-10 Ктн = 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| | РЩ-0,4 кВ, | ТТИ-А | | СЭТ-4ТМ.03М.09 | | |
| | поста ЭЦ | Ктт = 50/5 | | | |
| 5 | Кузнецкпогруз- | КТ 0,5 Рег. № 28139-12 | - | КТ 0,5S/1,0 | | |
| | транс, | | Рег. № 36697-17 | | |
| | Ввод 0,4 кВ | | | | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | РП-1 0,4 кВ, вагоноопрокида, цех углеприем, Ввод 0,4 кВ | ТТИ-А Ктт = 200/5 КТ 0,5 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | HPE ProLiant DL360 Gen 10 |
| 7 | РП №4 автомобильного бокса №3, РЩ 0,4 кВ | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 |
| 8 | РП-2 0,4 кВ, цех погрузки, ввод 0,4 кВ | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 КТ 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 |
| 9 | ТП Водозабор 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ-60 Ктт = 600/5 КТ 0,5 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| Сечение «МЕЧЕЛ-ЭНЕРГО» (ЦОФ «Сибирь») - АО «К ГРЭС» | ■Сузбассэнерго» «Томь-Усинская |
| 10 | ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, яч.26, Ввод 6 кВ Т-2-16 | ТПШЛ-10 Ктт = 2000/5 КТ 0,5 Рег. № 1423-60 | НТМИ-6-66 Ктн = 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | HPE ProLiant DL360 Gen 10 |
| 11 | ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, яч.5, Ввод 6 кВ Т-1-16 | ТПШЛ-10 Ктт = 2000/5 КТ 0,5 Рег. № 1423-60 | НАМИ-10 Ктн = 6000/100 КТ 0,5 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
| 12 | ПС 110/6 кВ «ЦОФ», ЗРУ 6 кВ, ТСН 0,4 кВ | ТТИ-А Ктт = 200/5 КТ 0,5 Рег. № 28139-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы интервала относительной погрешности ИК (активная энергия) |
| основной погрешности (±5), %, при cos ф | в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при cos ф |
| 1,0 | 0,8 | 0,5 | 1,0 | 0,8 | 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 - 4, 10, 11 | I5% < !изм < I20% | 2,2 | 3,4 | 5,7 | 2,3 | 3,5 | 5,8 |
| I20% < !изм < I100% | 1,7 | 2,3 | 3,4 | 1,8 | 2,4 | 3,5 |
| I100% < !изм < I120% | 1,6 | 2,1 | 2,7 | 1,7 | 2,2 | 2,8 |
| 5, 6, 9, 12 | I5% < !изм < I20% | 2,2 | 3,3 | 5,6 | 2,3 | 3,4 | 5,7 |
| I20% < Iизм < I100% | 1,6 | 2,2 | 3,1 | 1,7 | 2,3 | 3,2 |
| I100% < Iизм < I120% | 1,5 | 1,9 | 2,4 | 1,6 | 2,0 | 2,5 |
| 7, 8 | I5% < Iизм < I20% | 2,9 | 3,0 | 3,0 | 3,0 | 3,1 | 3,1 |
| | I20% < !изм < I100% | 2,8 | 3,0 | 3,0 | 2,9 | 3,1 | 3,1 |
Продолжение таблицы 3
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Границы интервала относительной погрешности ИК (реактивная энергия) |
| основной погрешности (±5), %, при cos ф | в рабочих условиях эксплуатации (±5), %, при cos ф |
| 0,8 | 0,5 | 0,8 | 0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 4, 10, 11 | I5% < !изм < I20% | 5,4 | 4,1 | 5,6 | 4,3 |
| I20% < !изм < Ii00% | 3,8 | 3,3 | 4,0 | 3,5 |
| I100% < !изм < I120% | 3,5 | 3,2 | 3,7 | 3,4 |
| 5, 6, 9, 12 | I5% < !изм < I20% | 5,3 | 4,0 | 5,5 | 4,2 |
| I20% < Iизм < I100% | 3,7 | 3,2 | 3,9 | 3,4 |
| I100% < Iизм < I120% | 3,3 | 3,1 | 3,5 | 3,3 |
| 7, 8 | I5% < Iизм < I20% | 4,7 | 4,7 | 4,9 | 4,9 |
| I20% < Iизм < I100% | 5,1 | 5,1 | 5,3 | 5,3 |
| Предел допускаемой абсолютной 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 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УССВ 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 3 метрологических характеристик;
4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений;
5 Допускается замена сервера без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО);
6 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений;
7 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;
8 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, активная и реактивная.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| - Частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности tos ф | 0,87 |
| температура окружающей среды, °С: | |
| - для счетчиков активной и реактивной энергии | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 5 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - коэффициент мощности tos ф | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| диапазон рабочих температур окружающей среды, °С: | |
| - для трансформаторов тока ТПЛ-10, ТПОЛ-10 | от -60 до +50 |
| - для трансформаторов тока ТТИ | от -45 до +50 |
| - для трансформаторов тока ТПШЛ-10 | от -10 до +45 |
| - для трансформатора напряжения НТМИ -6-66 | от -60 до +40 |
| - для трансформатора напряжения НАМИ -10 | от -60 до +55 |
| - для счетчиков электроэнергии | от -40 до +60 |
| - для УССВ | от -10 до +50 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии СЭТ -4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 220 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК.20: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 165 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 256 554 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Глубина хранения информации счетчики электроэнергии СЭТ -4ТМ.03М.01, СЭТ-4ТМ.03М.09, ПСЧ-4ТМ.05МК.20: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| сервер БД: | |
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
Надежность системных решений:
3,5
- 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 БД;
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
установка пароля на электросчетчиках; 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 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ_
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | ТПЛ-10 | 6 |
| Измерительный трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 2 |
| Измерительный трансформатор тока | ТТИ-А | 9 |
| Измерительный трансформатор тока | ТТИ-60 | 3 |
| Измерительный трансформатор тока | ТПШЛ-10 | 4 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Измерительный трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 6 |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М.09 | 4 |
| Счетчик активной и реактивной | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 | 2 |
| электрической энергии | | |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 | 3 |
| УССВ | УСВ-2 | 1 |
| Сервер БД | HPE ProLiant DL360 Gen10 | 1 |
| ПО | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Руководство пользователя | 72122884.4252103.028.И3 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 72122884.4252103.028.ПС | 1 |
| Методика поверки | МП 14-047-2020 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 14-047-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Южный Кузбасс ЦОФ «Сибирь». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Кемеровский ЦСМ» 12.11.2020
г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин Энерготестер ПКЭ-А, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13;
- источник первичный точного времени УКУС -ПИ 02ДМ, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 60738-15;
- термогигрометр ИВА-6Н-Д, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46434-11.
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 ПАО «Южный Кузбасс ЦОФ «Сибирь», аттестованном ФБУ «Кемеровский ЦСМ», регистрационный номер RA.RU.310473 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Южный Кузбасс ЦОФ «Сибирь»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
80730-20: Методика поверки МП 14-047-2020Скачать7.9 Мб