Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "НЭСК" 9-я очередь
- АО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" (НЭСК), г.Краснодар
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:92324-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «НЭСК» 9-я очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, 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), 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 с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), 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 соответствующий модем и далее по каналам связи стандарта GSM (основному или резервному) поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Также сервер обеспечивает прием информации о результатах измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии, выполненных с учетом возможных потерь электроэнергии, от АИИС КУЭ утвержденного типа, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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, и ее передачу всем заинтересованным субъектам ОРЭ.
Передача информации от сервера 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 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 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 сервера с УСВ осуществляется не реже одного раза в час. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин), корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±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.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ АО «НЭСК» 9-я очередь наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер 32-24 указывается в формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» 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 ПО «Пирамида 2000»
| Идентификационные данные (признаки) | ||||
| Идентификационное наименование ПО | CalcCli-ents.dll | CalcLeak age.dll | Calc-Losses.dll | Metro-logy.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | ||||
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0 blb21906 5d63da94 9114dae4 | bl959ff70 belebUc 83f7b0f6d 4al32f | d79874dl 0fc2bl56 a0fdc27e lca480ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | ||||
| Значение | |||||
| Parse- Bin.dll | Parse- IEC.dll | Parse-Modbus, dll | ParsePira-mida.dll | Synchro- NSLdll | Verify-Time.dll |
| не ниже 3.0 | |||||
| 6f557f885 | 48e73a92 | c391d642 | ecf532935 | 530d9b01 | lea5429b |
| Ь7372613 | 83dle664 | 71acf405 | cala3fd32 | 26f7cdc2 | 261fb0e2 |
| 28cd7780 | 9452lf63 | 5bb2a4d3 | 15049aflf | 3ecd814c | 884f5b35 |
| 5bdlba7 | d00b0d9f | felf8f48 | d979f | 4eb7ca09 | 6aldle75 |
| MD5 | |||||
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ТП-Д212 10 кВ, 1 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | ТШ-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5 Рег. № 22657-02 Фазы: А; В; С | _ | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL380G7 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,8 |
| 2 | ТП-Д212 10 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2 | ТШ-0,66 Кл. т. 0,5 1000/5 Рег. № 22657-02 Фазы: А; В; С | _ | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,6 | ||
| 3 | ВУ № 4 0,4 кВ, секция 2 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от ТП-203 6 кВ | ТШП-М-0,66 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 71205-18 Фазы: А; В; С | _ | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,8 | ||
| 4 | ВУ № 4 0,4 кВ, секция 1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от ТП-203 6 кВ | ТШП-М-0,66 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 71205-18 Фазы: А; В; С | _ | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,8 | ||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 5 | ВУ № 3 0,4 кВ, секция 2 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от ТП-203 6 кВ | ТТИ-А Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | _ | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | HP Proliant DL380G7 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,8 |
| 6 | ВУ № 3 0,4 кВ, секция 1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от ТП-203 6 кВ | ТТИ-А Кл. т. 0,5 150/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | _ | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,8 | ||
| 7 | ВУ № 1 0,4 кВ, секция 1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от ТП-272 6 кВ | ТТИ-30 Кл. т. 0,5 150/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | _ | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,8 | ||
| 8 | ВУ № 1 0,4 кВ, секция 2 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от ТП-272 6 кВ | ТТЕ-30 Кл. т. 0,5 150/5 Рег. № 73808-19 Фазы: А; В; С | _ | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,6 | ||
| 9 | ВУ № 2 0,4 кВ, секция 1 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от ТП-272 6 кВ | ТТИ-А Кл. т. 0,5 500/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | _ | СЭТ-4ТМ.03М.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,8 | ||
| 10 | ВУ № 2 0,4 кВ, секция 2 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от ТП-272 6 кВ | ТТИ-А Кл. т. 0,5 500/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | _ | СЭТ-4ТМ.03.09 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,6 | ||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) | ±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 указана для силы тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ 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 на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 10 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| сила тока, % от 1ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | 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 |
| сила тока, % от 1ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ, °С | от -40 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -10 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типов 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 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 |
| 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 | 113060 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| 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 счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
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
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | ТШ-0,66 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТШП-М-0,66 | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-А | 12 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-30 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТТЕ-30 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 7 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | HP Proliant DL380G7 | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
| Формуляр | ЕКМН.466453.022- 25.21 ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «НЭСК» 9-я очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.