Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 35 кВ Пур ООО ХК «СДС-Энерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной отдельными технологическими объектами, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) (для измерительных каналов №№ 1 - 11) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (СБД) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений, устройство синхронизации системного времени (УССВ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ).
Основными функциями АИИС КУЭ являются:
- измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электроэнергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода (далее - результаты измерений), используемое для формирования данных коммерческого учета;
- формирование данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
- измерение времени и интервалов времени, ведение единого времени при выполнении измерений количества активной и реактивной электрической энергии, и формирования данных о состоянии средств измерений;
- автоматический (не менее одного раза в сутки) или автоматизированный по запросу сбор результатов измерений, данных о состоянии средств измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений, данных о состоянии средств измерений;
- обработку, формирование и передачу результатов измерений в XML-формате по электронной почте с электронной подписью;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка паролей и т.п.);
- обеспечение по запросу дистанционного доступа к результатам измерений, данным
о состоянии средств измерений с сервера информационно-вычислительного комплекса АИИС КУЭ на всех уровнях АИИС КУЭ;
- хранение информации в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование базы данных), с разграничением прав доступа;
- контроль достоверности измерений;
- диагностика технических средств и программного обеспечения;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.
Принцип действия:
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 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Каждые 30 минут СБД уровня ИВК производит опрос цифровых счетчиков. Полученная информация записывается в энергонезависимую память СБД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных. Основной канал связи организован с помощью GPRS соединения. Резервный канал организован с помощью CSD соединения.
СБД формирует и отправляет по выделенному каналу с протоколом TCP/IP сети Ethernet отчеты в виде XML-файлов в форматах в соответствии с Приложением 11.1.1 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 (далее по тексту - СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени (встроенные часы счетчиков, сервера уровня ИВК, УССВ), 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.
На уровне ИВК СОЕВ организована с помощью подключенного к серверу УССВ УСВ-3, которое имеет встроенный модуль синхронизации времени, работающей от сигналов точного времени ГЛОНАСС/GPS.
Коррекция часов сервера ИВК происходит при расхождении часов сервера ИВК и УСВ-3 более чем на ±2 с (программируемый параметр).
Часы счетчиков ИК синхронизируются от часов ИВК с периодичностью не реже 1 раза в сутки, коррекция часов счетчиков ИК проводится при расхождении времени счетчика ИК и времени ИВК более чем на ±2 с (программируемый параметр).
СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ± 5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражаются время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Знак утверждения типа наносится на титульные листы инструкции по эксплуатации КТС и паспорта-формуляра типографским способом. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение (СПО) ПО «АльфаЦЕНТР»». 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 | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | PQ О О | Сервер БД |
| Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ПС 35 кВ Пур, КРУ 35 кВ, Ввод Т-1 | ТОЛ-СЭЩ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | НАЛИ-СЭЩ 35000/100, КТ 0,5 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 51644-12 | 9 Й <и о 0 VO 1L Q й | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,5 |
| 2 | ПС 35 кВ Пур, КРУ 35 кВ, Ввод Т-2 | ТОЛ-СЭЩ 300/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | НАЛИ-СЭЩ 35000/100, КТ 0,5 Рег. № 51621-12 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,5 |
| 3 | ПС 35 кВ Пур, КРУ 6 кВ, Ячейка 1, Ввод Т-1 | ТОЛ-СЭЩ 1500/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | НАМИ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,5 |
| 4 | ПС 35 кВ Пур, КРУ 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.9 | ТОЛ-СЭЩ 400/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | НАМИ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,5 |
| 5 | ПС 35 кВ Пур, КРУ 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.11 | ТОЛ-СЭЩ 400/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | НАМИ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,5 |
| 6 | ПС 35 кВ Пур, КРУ 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.13 | ТОЛ-СЭЩ 100/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | НАМИ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 7 | ПС 35 кВ Пур, КРУ 6 кВ, Ячейка 4, Ввод Т-2 | ТОЛ-СЭЩ 1500/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | НАМИ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 51644-12 | 9 Й <и о 0 ю Q Рн Н | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,5 |
| 8 | ПС 35 кВ Пур, КРУ 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.14 | ТОЛ-СЭЩ 400/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | НАМИ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,5 |
| 9 | ПС 35 кВ Пур, КРУ 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.8 | ТОЛ-СЭЩ 400/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | НАМИ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,5 |
| 10 | ПС 35 кВ Пур, КРУ 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.2 | ТОЛ-СЭЩ 400/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | НАМИ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,5 |
| 11 | ПС 35 кВ Пур, КРУ 6 кВ, Ячейка 15 | ТОЛ-СЭЩ 150/5, КТ 0,5S Рег. № 51623-12 | НАМИ 6000/100, КТ 0,5 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | ±1,6 ±2,9 | ±2,1 ±3,5 |
| 12 | ПС 35 кВ Пур, ТСН1 0,4 кВ | KS 150/5, КТ 0,5S Рег. № 71711-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | ±1,5 ±2,8 | ±1,9 ±3,3 |
| 13 | ПС 35 кВ Пур, ТСН2 0,4 кВ | KS 150/5, КТ 0,5S Рег. № 71711-18 | - | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | ±1,5 ±2,8 | ±1,9 ±3,3 |
| Предел 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 tos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С;
4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчика 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 метрологических характеристик;
5 Допускается замена УССВ на аналогичное, утвержденного типа;
6 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений;
7 Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО);
8 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
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.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: - напряжение, % от ^ом - ток, % от ^ом - 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: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности ^S9 - температура окружающей среды для ТТ, °С - температура окружающей среды для ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 49,6 до 50,4 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -60 до +55 от -60 до +55 от -40 до +60 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчик (СЭТ-4ТМ.03М): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УССВ (УСВ-3): | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчик: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| суток, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, более | 40 |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, 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;
коррекции времени в электросчетчике с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- в журнале событий сервера ИВК: изменение значений результатов измерений;
изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения; факт и величина синхронизации (коррекции) времени; пропадание питания; замена счетчика;
полученные с уровня ИИК «Журналы событий» счетчиков электроэнергии. Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчиков;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательных коробок;
УСВ;
сервера БД;
- защита информации на программном уровне: результатов измерений (при передаче, возможность использования электронной
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
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4. Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 33 |
| Трансформатор тока | KS | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 13 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Сервер БД | НР DL160 Gen9 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 95376720.АИИС.2021-005.ФО | 1 |
| Инструкция по эксплуатации КТС | 95376720.АИИС.2021-005.ИЭ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПС 35 кВ Пур ООО ХК «СДС-Энерго» аттестованном ФБУ «Кузбасский ЦСМ», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.310473.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 35 кВ Пур ООО ХК «СДС-Энерго»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 23.07.2021 г. № 1436 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений электроэнергетических величин в диапазоне от 1 до 2500 Гц».
Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31.07.2018 г. № 1621 «Об утверждении государственной поверочной схемы для средств измерений времени и частоты».
84740-22: Методика поверкиСкачать7.9 Мб