Назначение
Система автоматизированная информационно -измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Шахта «Томская» АО «ОУК «Южкузбассуголь», Аппарата Управления ООО «РУК» и АО «ОРМЗ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики 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 баз данных (сервер) с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», источник точного времени (ИТВ) в составе устройства сбора и передачи данных (УСПД) и устройства синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на модем и далее по каналу связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера полученные данные передаются на АРМ, где осуществляется формирование отчета с результатами измерений в виде xml -файла установленного формата.
Передача информации от АРМ 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 установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера, часы УСПД и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов УСПД с УСВ осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов УСПД производится при обнаружении расхождения часов УСПД с УСВ.
Сравнение показаний часов сервера с часами УСПД осуществляется не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов сервера с часами УСПД на величину ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов счетчиков производится при расхождении часов счетчиков с часами сервера на величину ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера». ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты
данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных
изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «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 | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| Номер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | ИТВ | Сервер | Вид электрической энергии | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ТП-686 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2813912 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 5046018 | ЭКОМ- | | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 2 | ТП-686 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ-40 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2813912 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 5046018 | 3000 Рег. № 17049-09 УСВ-3 Рег. № | Dell PowerEdge R710 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 3 | РЩ-0,4 кВ корпус №4 АО ОУК Южкузбассуголь по ул. Невско-го,4, Ввод-1 0,4 кВ | ТТН-Ш Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 5846514 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 5046018 | 64242-16 | | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | РЩ-0,4 кВ корпус №4 АО ОУК Юж | ТТН-Ш Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 | | | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 4 | кузбассуголь по ул. Невского,4, Ввод-2 | 400/5 Рег. № 58465-14 | - | | | Реактивная | 2,1 | 5,5 |
| | 0,4 кВ | Фазы: А; В; С | | | | | | |
| | ТП-686 6 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ | | | Меркурий 234 ARTM-01 POB.R Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 48266-11 | | | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 5 | ввод-1 РЩ-0,4 кВ базовой станции ПАО Вымпелком | | | | | Реактивная | 2,0 | 5,9 |
| | ТП-686 6 кВ, РУ- | | | Меркурий 234 | | | | | |
| | 0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ | | | ARTM-01 | | | Активная | 1,0 | 3,2 |
| 6 | ввод-2 РЩ-0,4 кВ | - | - | POBR.R | ЭКОМ-3000 | | | | |
| | базовой станции | | | Кл.т. 1,0/2,0 | Рег. № | | Реактивная | 2,0 | 5,9 |
| | ПАО Вымпелком | | | Рег. № 75755-19 | 17049-09 | Dell | | | |
| | ТП-686 6 кВ, РУ-0,4 кВ, КЛ 0,4 кВ в | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 S 100/5 Рег. № 64182-16 Фазы: А; В; С | | ПСЧ- | УСВ-3 | PowerEdge R710 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,5 |
| 7 | сторону РЩ-0,4 кВ Администрации Куйбышевского района | - | 4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 | Рег. № 64242-16 | |
| | | ТПФМ-10 | НТМИ-6 | | | | | | |
| | ПС 110 кВ Том | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | Активная | 1,1 | 3,0 |
| 8 | ская, РУ-6 кВ, яч. | 400/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2 S/0,5 | | | | | |
| | 15,ф. 6-15-Т | Рег. № 814-53 Фазы: А; С | Рег. № 831-53 Фазы: АВС | Рег. № 36697-17 | | | Реактивная | 2, 3 | 4, 7 |
| | | ТПФМ-10 | НТМИ-6 | | | | | | |
| | ПС 110 кВ Том | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | | Активная | 1,1 | 3,0 |
| 9 | ская, РУ-6 кВ, яч. | 400/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,2 S/0,5 | | | | | |
| | 16, ф. 6-16-Т | Рег. № 814-53 Фазы: А; С | Рег. № 831-53 Фазы: АВС | Рег. № 36697-17 | | | Реактивная | 2,3 | 4,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 10 | 2КТП 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТТИ-60 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-09 УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Dell PowerEdge R710 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 11 | 2КТП 6 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТИ-60 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-12 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 12 | ГРЩ-0,4 кВ Нового цеха, ввод КЛ-0,4 кВ от ТП 6 кВ РП-8 | ТТИ-30 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | - | Меркурий 230 ART-03PQRSIDN Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 23345-07 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИ времени UTC(SU) | С КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы | ±5 с |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30
мин.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК № 7 указана для тока 2 % от ^ом, для остальных ИК - для тока 5 % от ^ом; cos9 = 0,8инд.
4 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. Допускается замена УСВ и УСПД на аналогичные утвержденных типов, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от №ом | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | |
| для ИК № 7 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| ток, % от !ном | |
| для ИК № 7 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +5 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК и СЭТ-4ТМ.03М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа Меркурий 23 0: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 150000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа Меркурий 234: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 320000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК и СЭТ-4ТМ.03М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| 1 | 2 |
| для счетчиков типа Меркурий 230: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | 85 |
| не менее |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для счетчиков типа Меркурий 234: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 170 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| для сервера: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в сервере.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована); сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-А | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-40 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТТН-Ш | 6 |
| Трансформаторы тока шинные | ТШП-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-30 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-60 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 5 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| Счетчики электрической энергии статические | Меркурий 234 | 2 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 1 |
| Устройства сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | Dell PowerEdge R710 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-280-2020 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНПР.411711.045.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-280-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Шахта «Томская» АО «ОУК «Южкузбассуголь», Аппарата Управления ООО «РУК» и АО «ОРМЗ». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 08.09.2020 г. Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
- счетчиков Меркурий 234 - по документу РЭ1 26.51.63-130-061-89558048-2018 с изменением № 1 «Счётчики электрической энергии статические «Меркурий 204», «Меркурий 208», «Mercury 204», «Mercury 208», «Меркурий 234», «Меркурий 238», «Mercury 234», «Mercury 238». Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ»10.04.2020 г.;
- счетчиков СЭТ -4ТМ.03М (рег. № 36697-12) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04.05.2012 г.;
- счетчиков СЭТ -4ТМ.03М (рег. № 36697-17) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ -4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г.;
- счетчиков Меркурий 230 - по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические «Меркурий230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласованному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.05.2007 г.;
- ЭКОМ-3000 - по документу ПБКМ.421459.003 МП «ГСИ. Комплекс программно -технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131 -10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
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 филиала «Шахта «Томская» АО «ОУК «Южкузбассуголь», Аппарата Управления
ООО «РУК» и АО «ОРМЗ», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Шахта «Томская» АО «ОУК «Южкузбассуголь», Аппарата Управления ООО «РУК» и АО «ОРМЗ»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
80102-20: Методика поверки МП ЭПР-280-2020Скачать1,004.2 Кб