Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (АО «Абиогрупп», ООО «ШКХП») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
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 (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя, сервер баз данных (СБД), устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-2, автоматизированные рабочие места (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчиков без учета коэффициентов трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
- средняя на интервале 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством информационного кабеля RS-485
передается через GSM-модем по GSM-каналу связи на входы ИВК «ИКМ-Пирамида», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» Вологодское РДУ ПАО «ФСК ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется с
сервера БД (либо АРМ) по каналу связи с протоколом TCP/IP по сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и 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). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-2, ежесекундно синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS.
Сервер АИИС КУЭ ежесекундно сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-2 и при расхождении ±1 с и более, сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-2.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера осуществляется не реже одного раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера равного ±1 с и более, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчика и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО 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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients .dll | CalcLeakage .dll | CalcLosses .dll | Metrology .dll | ParseBin .dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1 b219065d63 da949114da e4 | b1959ff70be1 eb17c83f7b0f 6d4a132f | d79874d10fc2b1 56a0fdc27e1ca48 0ac | 52e28d7b60 8799bb3ccea 41b548d2c8 3 | c 7 6f d7 37 f5 8 25 b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC .dll | ParseModbus .dll | ParsePiramida .dll | SynchroNSI .dll | VerifyTime .dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283 d1e6649452 1f63d00b0d 9f | c391d64271ac f4055bb2a4d3 fe1f8f48 | ecf532935ca1a3f d3215049af1fd97 9f | 530d9b0126f 7cdc23ecd81 4c4eb7ca09 | 1ea5429b2 61fb0e2884 f5b356a1d1 e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Т аблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| ИКр <и о Я | Наименование измерительного канала | ТТ | ТН | Счетчик | УСВ/ Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | РП-10кВ, РУ-10кВ, 1 с.ш.10кВ, яч.№7 | ТОЛ 10-1 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-96 | НТМК-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 355-49 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | о - 0 7 ^ (N О 14 8 41 гре 2 * . а .г д еи В- ри СП К |
| 2 | РП-10кВ, РУ-10кВ, 2 с.ш.10кВ, яч.№13 | ТОЛ 10-1 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-96 | НТМК-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 355-49 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| 3 | ТП-10, РУ-0,4кВ | ТШП 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 64182-16 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| 4 | ТП-11, РУ-0,4кВ | ТШП 300/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 64182-16 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| 5 | КТП-142, РУ-0,4кВ, яч.4 | ТШП-0,66 2000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15173-06 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| 6 | КТП-142, РУ-0,4кВ, яч.8 | ТШП 2000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 47957-11 ТШП-0,66 2000/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 15173-06 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| 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 таблице 3 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УСВ на аналогичное, утвержденного типа. 3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. 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. |
Границы основной погрешности (±5), %
Номера
ИК
Вид электроэнергии
Активная
Реактивная
4.1
7.1
1, 2
Активная
Реактивная
1,1
1,8
4.0
7.0
3-6
Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC (SU), (±) с_
5
Пр имечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Границы погрешности результатов измерений для ИК №№ 1-6 приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от -40 до +40°С для ИК №№ 1-6.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 6 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности: | |
| cosф | от 0,5 до 1,0 |
| sin9 | от 0,5 до 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | |
| ПСЧ.4ТМ.05МК | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды для сервера, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации: Счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3, 5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ 10-1 | 4 |
| ТШП | 7 |
| ТШП-0,66 | 5 |
| Трансформатор напряжения | НТМК-10 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК | 6 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер | ИКМ «Пирамида» | 1 |
| ПО | Пирамида 2000 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 17254302.384106.028.ФО | 1 |
| Методика поверки | МП РЦСМ-026-2020 | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РГМЭК» (АО «Абиогрупп», ООО «ШКХП»), аттестованном ООО «Альфа-Энерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311785 от 15.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (АО «Абиогрупп», ООО «ШКХП»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
81310-21: Методика поверки МП РЦСМ-026-2020Скачать892.2 Кб