Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Кудряшовское» 3 очередь (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.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Кудряшовское» 3 очередь (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.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
1-й уровень — измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее — счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК) выполненный на основе серверного оборудования промышленного исполнения и работающего под управлением программного обеспечения ПК «Энергосфера», устройство синхронизации времени. ИВК включает в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (ССД) и автоматизированные рабочие места (АРМ).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
— активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 минут;
— средняя на интервале времени 30 минут активная и реактивная электрическая мощность.
— периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
— автоматический сбор данных о состоянии средств измерений 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;
— ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
— конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
— сбор и хранение журналов событий счетчиков;
— ведение журнала событий ИВК;
— синхронизацию времени в сервере БД с возможностью коррекции времени в счетчиках электроэнергии;
— 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 другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также передает информацию на АРМ энергосбытовой организации в виде xml-файлов установленных форматов.
АРМ энергосбытовой организации 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», АО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ, а также с другими АИИС КУЭ утвержденного типа осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в формате 80020, 80040, 51070 и др., заверенных, при необходимости, электронной цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
— посредством сети сотовой связи GSM для передачи данных от ИИК до уровня ИВК;
— посредством сети Интернет через провайдера (основной канал) и сети сотовой связи GSM (резервный канал) для передачи данных от ИВК во внешние системы;
— посредством сети Интернет через провайдера для передачи данных с сервера баз данных на АРМ.
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя часы сервера и счетчиков. Сервер получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от устройства синхронизации времени УСВ-3. УСВ-3 осуществляет прием и обработку сигналов GPS/ГЛОНАСС по которым осуществляет постоянную синхронизацию собственных часов со шкалой времени UTC(SU), часов сервера с периодичностью не реже 1 раза в сутки. При каждом опросе счетчиков, сервер определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по ±2 с (параметр настраиваемый), то формирует команду синхронизации. 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.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 1 наносится в формуляр и на информационную табличку корпуса ССД типографским способом.
В ИВК используется программное обеспечение ПК «Энергосфера». Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 — «средний». Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 1.
аблица 1 — Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | pso_metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
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 кВ Животновод, РУ-10 кВ, яч.28, ф.16 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | УСВ-3, Рег. № 64242-16;
ССД ПК «Энергосфера» |
| 2 | ПС 110 кВ Животновод, РУ-10 кВ, яч.29, ф.17 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 32139-06 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | УСВ-3, Рег. № 64242-16; ССД ПК «Энергосфера» |
| 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 | I2< I изм<1 5 | I5< I изм<1 20 | I20< I изм<1 100 | I100< I изм <I 120 | ||||
| 6wоA % | 6wоP % | 6wоA % | 6wоP % | 6wоA % | 6wоP % | 6wоA % | 6wоP % | ||
| 1, 2 | 0,50 | ±4,8 | ±2,4 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,2 | ±1,2 | ±2,2 | ±1,2 |
| 0,80 | ±2,6 | ±4,0 | ±1,7 | ±2,6 | ±1,2 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,9 | |
| 0,87 | ±2,2 | ±4,9 | ±1,5 | ±3,1 | ±1,1 | ±2,2 | ±1,1 | ±2,2 | |
| 1,00 | ±1,6 | — | ±1,1 | — | ±0,9 | — | ±0,9 | — | |
Таблица 4 — Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
| ИК №№ | cos ф | I2< I изм<! 5 | I5< I изм<! 20 | I20< I изм^ 100 | I100< I изм <I 120 | ||||
| 6wa % | 6wp % | 6wa % | 6wp % | 6wa % | 6wp % | 6wa % | 6wp % | ||
| 1, 2 | 0,50 | ±4,8 | ±2,8 | ±3,0 | ±2,2 | ±2,3 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,8 |
| 0,80 | ±2,6 | ±4,2 | ±1,8 | ±2,9 | ±1,4 | ±2,3 | ±1,4 | ±2,3 | |
| 0,87 | ±2,3 | ±5,0 | ±1,6 | ±3,4 | ±1,2 | ±2,6 | ±1,2 | ±2,6 | |
| 1,00 | ±1,7 | — | ±1,1 | — | ±0,9 | — | ±0,9 | — | |
| 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; Ьзм — силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; &»оА — доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 6wоР — доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; 6wa — доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; 6wp — доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения. |
|||||||||
Таблица 5 — Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия:
— сила тока, % от !ном — напряжение, % от ином — коэффициент мощности cos ф — температура окружающей среды, °С |
от 2 до 120
от 99 до 101 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации:
допускаемые значения неинформативных параметров: — сила тока, % от !ном — напряжение, % от ином — коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °C: — для ТТ и ТН — для счетчиков — для сервера ИВК |
от 2 до 120
от 90 до 110 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от — 40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
| Продолжение таблицы 5 | |
| Наименование характеристики | Значение |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики СЭТ-4ТМ.03:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее Сервер ИВК: среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
90000
35000 |
| Глубина хранения информации
Счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее Сервер ИВК: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
45
3,5 |
наносится типографским способом на титульный лист формуляра НЭС.ОСУДОР.062025.1.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Кудряшовское» 3 очередь. Формуляр».
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
| Таблица 6 — Комплектность АИ | ИС КУЭ | |
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 2 |
| Счетчики | СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
| Сервер ИВК | ССД ПК «Энергосфера» | 1 |
| СОЕВ | УСВ-3 | 1 |
| Формуляр | НЭС.ОСУДОР.062025.1.ФО | 1 |
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Кудряшовское». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ». Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311735.
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 22261-94 Межгосударственный стандарт. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания.
