Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5
лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей;
- подготовка данных в виде электронного документа XML для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные 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 каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «E-ресурс» ES.02».
ИИК ТИ, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчика с привязкой к шкале времени UTC(SU). Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти события, такие как коррекция часов счетчиков, включение и выключение счетчиков, включение и выключение резервного питания счетчиков, открытие и закрытие защитной крышки и другие. События сохраняются в журнале событий также с привязкой к шкале времени UTC(SU).
ИВК выполнен на базе комплекса программно -технического «E-ресурс» ES.02 и включает в себя:
- сервер баз данных;
- автоматизированные рабочие места (АРМ).
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК ТИ и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК ТИ;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на уровень ИИК ТИ;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 и модемов GSM/GPRS для передачи данных от счетчиков до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. ИВК получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от устройства синхронизации времени УСВ-3 (рег. №64242-16). При каждом опросе счетчиков ИВК определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, то формирует команду синхронизации. Счетчики в составе АИИС КУЭ допускают синхронизацию времени не чаще 1 раза в сутки. Журналы событий счетчиков и ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство. Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения наносится на формуляр.
Программное обеспечение
В ИВК АИИС КУЭ используется программное обеспечение из состава комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02. Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ПО «E-ресурс» ES.02 |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Не ниже 1.0 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | Вычисляется контролирующей утилитой, указывается в формуляре ПТК «E-ресурс» ES.02 |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | контролирующая утилита echeck |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Не присвоен |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | ee52391ad32ba71f32191 bb073829f15 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110/10 кВ ЗЭМ, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1 | ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 2793-71 | НКФ-110-58 У1 Кл.т. 0,5 Ктн = 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 1188-76 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 УСВ-3 рег. №64242-16 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | ПС 110/10 кВ ЗЭМ, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2 | ТГМ Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 59982-15 | НАМИ Кл.т. 0,5 Ктн = 110000/V3/ 100/V3 Рег. № 77899-20 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 УСВ-3 рег. №64242-16 |
| 3 | РП-5 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, I СШ 10 кВ, яч. 3 | ТПЛ-10-M Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 47958-16 | НТМК-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 355-49 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| 4 | ЦРП 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, II СШ 10 кВ, яч. 17 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| 5 | ЦРП 10 кВ, ЗРУ-10 кВ, III СШ 10 кВ, яч. 26 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 75/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| 6 | КТП-40 10 кВ, СШ 0,4 кВ, яч. 9 | ТТИ-40 Кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 28139-12 | Не используется | ПСЧ- 4ТМ.05МК.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
| 8 | КТП-15 10 кВ, СШ 0,4 кВ, яч. 1 | Т-0,66 Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 52667-13 | Не используется | ПСЧ- 4ТМ.05М.04 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| Примечания: 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
| ИК №№ | cos ф | Ь< I изм<! 5 | Ь< I изм<! 20 | I20< I изм<! 100 | I100< I изм <! 120 |
| 5wcA % | W о P % о4 | W о A % о4 | 5wcP % | W о A % о4 | 5wcP % | W о A % о4 | W о P % о4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1, 2, 3, 4, 5 | 0,50 | - | - | ±5,5 | ±3,0 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,5 |
| 0,80 | - | - | ±3,0 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,6 | ±1,4 | ±2,1 |
| 0,87 | - | - | ±2,7 | ±5,6 | ±1,5 | ±3,1 | ±1,2 | ±2,4 |
| 1,00 | - | - | ±1,8 | - | ±1,2 | - | ±1,0 | - |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 6 | 0,50 | - | - | ±5,4 | ±2,9 | ±2,7 | ±1,6 | ±1,9 | ±1,3 |
| 0,80 | - | - | ±2,9 | ±4,5 | ±1,5 | ±2,4 | ±1,1 | ±1,8 |
| 0,87 | - | - | ±2,6 | ±5,5 | ±1,3 | ±2,8 | ±1,0 | ±2,1 |
| 1,00 | - | - | ±1,7 | - | ±1,0 | - | ±0,8 | - |
| 8 | 0,50 | ±4,7 | ±2,6 | ±2,8 | ±2,0 | ±1,9 | ±1,3 | ±1,9 | ±1,3 |
| 0,80 | ±2,6 | ±4,0 | ±1,7 | ±2,7 | ±1,1 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,8 |
| 0,87 | ±2,3 | ±4,9 | ±1,6 | ±3,1 | ±1,0 | ±2,1 | ±1,0 | ±2,1 |
| 1,00 | ±1,8 | - | ±1,0 | - | ±0,8 | - | ±0,8 | - |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
| ИК | cos ф | I2< I | изм<! 5 | Ь< I изм<! 20 | I20< I изм<! 100 | I100< I изм <I 120 |
| №№ | 5wa % | 5wp % | 5wa % | 5wp % | 5wa % | 5wp % | 5wa % | 5wp % |
| 1, 2, 3, | 0,50 | - | - | ±5,7 | ±4,0 | ±3,3 | ±3,2 | ±2,6 | ±3,1 |
| 4, 5 | 0,80 | - | - | ±3,3 | ±5,3 | ±2,2 | ±3,7 | ±1,9 | ±3,4 |
| | 0,87 | - | - | ±3,0 | ±6,2 | ±2,0 | ±4,1 | ±1,8 | ±3,6 |
| | 1,00 | - | - | ±2,0 | - | ±1,4 | - | ±1,3 | - |
| 6 | 0,50 | - | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,0 | ±3,1 | ±2,3 | ±3,0 |
| | 0,80 | - | - | ±3,2 | ±5,2 | ±2,0 | ±3,6 | ±1,8 | ±3,2 |
| | 0,87 | - | - | ±2,9 | ±6,1 | ±1,9 | ±3,9 | ±1,7 | ±3,4 |
| | 1,00 | - | - | ±1,9 | - | ±1,3 | - | ±1,1 | - |
| 8 | 0,50 | ±4,9 | ±3,7 | ±3,1 | ±3,3 | ±2,3 | ±3,0 | ±2,3 | ±3,0 |
| | 0,80 | ±2,9 | ±4,7 | ±2,2 | ±3,8 | ±1,8 | ±3,2 | ±1,8 | ±3,2 |
| | 0,87 | ±2,7 | ±5,5 | ±2,1 | ±4,1 | ±1,7 | ±3,4 | ±1,7 | ±3,4 |
| | 1,00 | ±2,3 | - | ±1,3 | - | ±1,1 | - | ±1,1 | - |
| Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с |
| Примечание: I2 - сила тока 2% относительно номинального тока ТТ; | | | | |
| I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; | | | | |
| I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ; | | | | |
| I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ | ; | | | |
| I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ; | | | |
| !изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; |
| 5wcA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; б№оР - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; 5wa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 5wp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 7 |
| Нормальные условия: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ^ом - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: | от (2)5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - ток, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера | от (2)5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
| Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | Автоматическое |
| Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов | Автоматическое |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 100 3,5 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС.0315/010215-ТРП-АЭ.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б-1У1 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТТИ-40 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТГМ | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10-M | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМК-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-58 У1 | 3 |
| Счетчики | ПСЧ-4ТМ.05М | 5 |
| Счетчики | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 1 |
| Счетчики | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 1 |
| ИВК | Е-ресурс | 1 |
| СОЕВ | УСВ-3 | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Формуляр | АИИС.0315/010215-ТРП-АЭ.ФО | 1 |
| ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Методика поверки | МП-322-RA.RU.310556-2020 | 1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Аттестат аккредитации Западно-Сибирского филиала ФГУП «ВНИИФТРИ» по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Электромашина».
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
81696-21: Методика поверки МП-322-RA.RU.310556-2020Скачать2.3 Мб