Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «МЗ РИП» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 минут);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций -участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее по тексту - ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-
Лист № 2 Всего листов 11
передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включает в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее по тексту - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер баз данных (далее по тексту - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (далее по тексту - УССВ), автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту - АРМ), программное обеспечение (далее по тексту - ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее - ИК) №1-6 состоят из 1-го, 3-го АИИС КУЭ, ИК № 7-8
- из 1-го, 2-го и 3-го уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК №1-6 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков ИК №7-8 поступает на сервер баз данных, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, а также отображение информации по подключенным устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка.
АРМ субъекта оптового рынка в автоматическом режиме по сети Internet с использованием электронной подписи (далее по тексту - ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС». Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ - ИИК, ИВКЭ и ИВК.
СОЕВ включает в себя устройство синхронизации системного времени на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования ГЛОНАСС/GPS УССВ, подключенное к серверу БД, встроенные часы сервера АИИС КУЭ, УСПД и счетчиков. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД.
Лист № 3 Всего листов 11
Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ. Коррекция часов УСПД осуществляется от часов сервера БД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени сервера БД более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков ИК №1-6 осуществляется от часов УСПД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов УСПД и часов счетчиков более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков ИК №7-8 осуществляется от часов сервера БД. Коррекция времени счетчиков происходит при расхождении часов сервера БД и часов счетчиков более чем на ±1 с.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| CalcClients.dll | не ниже 1.0.0.0 | E55712D0B1B219065D63DA9 49114DAE4 | MD5 |
| CalcLeakage.dll | не ниже 1.0.0.0 | B1959FF70BE1EB17C83F7B0 F6D4A132F |
| CalcLosses.dll | не ниже 1.0.0.0 | D79874D10FC2B156A0FDC27 E1CA480AC |
| Metrology.dll | не ниже 1.0.0.0 | 52E28D7B608799BB3CCEA41 B548D2C83 |
| ParseBin.dll | не ниже 1.0.0.0 | 6F557F885B737261328CD778 05BD1BA7 |
| Продолжение таблицы 1 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| ParseIEC.dll | не ниже 1.0.0.0 | 48E73A9283D1E66494521F63 D00B0D9F | |
| ParseModbus.dll | не ниже 1.0.0.0 | C391D64271ACF4055BB2A4 D3FE1F8F48 | |
| ParsePiramida.dll | не ниже 1.0.0.0 | ECF532935CA1A3FD3215049 AF1FD979F | MD5 |
| SynchroNSI.dll | не ниже 1.0.0.0 | 530D9B0126F7CDC23ECD814 C4EB7CA09 | |
| VerifyTime.dll | не ниже 1.0.0.0 | 1EA5429B261FB0E2884F 5B35 6A1D1E75 | |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о К | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование ИК | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД / УССВ | Вид электро энергии | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих усло-виях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110кВ Фанерная, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.ф.623 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 2 | ПС 110кВ Фанерная, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.ф.621 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 / УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±± |
| 3 | ПС 110кВ Фанерная, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.ф.606 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±± |
| 4 | ПС 110кВ Фанерная, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.ф.618 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±± |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | ПС 110кВ Фанерная, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.ф.620 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 1000/5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | СИКОН С70 Рег. № 28822-05 / УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
| 6 | ПС 110кВ Фанерная, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч.ф.626 | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 1261-59 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±± |
| 7 | ПС 110кВ Муром, ЗРУ-6 кВ, яч.ф.622 | ТПОФ Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 518-50 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. № 159-49 НОЛ.08-6 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. № 66629-17 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | / УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±± |
| 8 | ПС 110кВ Муром, ЗРУ-6 кВ, яч.ф.628 | ТОЛ 10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 7069-79 | НОМ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. № 159-49 НОЛ.08-6 Кл. т. 0,2 Ктн 6000/V3/100/V3 Рег. № 66629-17 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | / УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±± |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
1
3
4
5
6
7
8
9
2
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана при cos ф = 0,8 инд, 1=0,05 Тном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 °С до +60 °C.
4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № -регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5. 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.
6. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа
7. Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденного типа.
8. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
9. Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
10. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
| Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Г ц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности соэф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Г ц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС | от -10 до +50 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УССВ, оС | от -25 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М.01 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03.01 | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: | 24 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ: | 1 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | 300 |
| не менее |
| - при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | 45 |
| месяц по каждому каналу, сут, не менее | |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | 3,5 |
| средств измерений, лет, не менее |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
- коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
- отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
- перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
- журнал УСПД:
- ввода расчетных коэффициентов измерительных каналов (коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения);
- попыток несанкционированного доступа;
- связей с ИВКЭ, приведших к каким-либо изменениям данных;
- перезапусков ИВКЭ;
- фактов корректировки времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
- результатов самодиагностики;
- отключения питания.
- журнал сервера:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
- полученные с уровней ИВКЭ «Журналы событий» ИВКЭ и ИИК.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
электросчетчика;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ АО «МЗ РИП» 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 | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 12 |
| Трансформатор тока | ТПОФ | 4 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-6 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НОЛ.08-6 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.01 | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 2 |
| УСПД | СИКОН С70 | 1 |
| УССВ | УСВ-3 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «Пирамида 2000» | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.1041 ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
Сведения о методиках (методах) измерений приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «МЗ РИП», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011
г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Правообладатель
Акционерное общество «МЗ РИП» (АО «МЗ РИП»)
ИНН 3307001987
Адрес: 602267, Владимирская обл., г. Муром, ш. Карачаровское, д.2
Всего листов 11
85979-22: Методика поверкиСкачать10.0 Мб