Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 3 очередь) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: первый 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;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ООО «РУСЭНЕРГО» (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени УСВ-2 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10 (Рег. № 41681-10), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени; периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИК, а также сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной, рассчитанной и замещенной информации и т.д.) и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
прием и обработка данных от смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений и данных о состоянии соответствующих средств измерений);
ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;
формирование интегральных актов электроэнергии и актов учета перетоков электроэнергии;
формирование и передача результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в виде макетов 80020, 80030, 80040, 51070, а также в иных форматах в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным и прочим заинтересованным организациям;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Величины первичных токов 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 сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электроэнергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Сервер АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГО»:
не реже одного раза в сутки автоматически опрашивает счетчики электроэнергии с использованием GSM-модема на уровне ИВК и GSM-коммуникаторов на уровне ИИК, считывает со счетчиков 30-минутные профили мощности и журналы событий для каждого канала учета, осуществляет вычисление значений электроэнергии с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, записывает полученные данные в базу данных;
осуществляет импорт данных из макетов 80020, 80030 с использованием канала связи Internet от АИИС КУЭ утвержденных типов третьих лиц и записывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий в базу данных АИИС КУЭ;
обеспечивает ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;
осуществляет обработку результатов измерений;
обеспечивает хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных;
передает результаты измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным организациям в виде макетов 80020, 80030, 80040, 51070 с использованием канала связи Internet и электронной подписи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы счетчиков, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-2 со встроенным ГЛОНАСС/GPS приемником.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2 осуществляется независимо от показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСВ-2.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ, происходит не реже одного раза в сутки. Синхронизация времени часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2.0» |
| Идентификационное наименование ПО | BinaryPackControls.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | CheckDataIntegrity.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ComIECFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ComModbusFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ComStdFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | DateTimeProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | SafeValuesDataUpdate.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | B6740D3419A3BC1A42763860BB6FC8AB |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A39 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | SummaryCheckCRC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ValuesDataProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 | Наименование ИК | Состав ИК АИИС КУЭ |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | ПС 35/10 кВ Сармаково, ЗРУ-10 кВ, I СШ 10 кВ, ВВ Ф-153, ВЛ-10 кВ ф.153 | ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 кт.т. 100/5 Рег. № 22192-07 | ЗНАМИТ -10(6)-1 УХЛ2 кл.т. 0,2 кт.н. 10000/100 Рег. № 40740-09 | СЭТ-4ТМ.03М.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Сервер АИИС КУЭ УСВ-2 Рег. № 41681-10 |
| 2 | ПС 10/0,4 кВ ДДД, ру-10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.3 | ТОЛ 10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 7069-79 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 20186-00 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12 |
| 3 | ПС 10/0,4 кВ ДДД, РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч.4 | ТОЛ 10 кл.т. 0,5 кт.т. 200/5 Рег. № 7069-79 | НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.н. 10000/100 Рег. № 20186-00 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-12 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | еоБф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % |
| l1(2)% 1изм< I 5 % | I5 %% 1изм< 1 20 % | 1 20 %% 1изм< 1 100 % | I100 %% 1изм% 1 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5S | 1,0 | - | ±2,1 | ±1,6 | ±1,4 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,7 | ±1,5 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±1,9 | ±1,6 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,2 | ±1,8 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| 2, 3 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5S | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,3 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,2 | ±2,6 |
| Номер ИК | sin9 | Пределы допу измерении реа применения АИ | скаемой относительной погрешности ИК при ктивной электроэнергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), % |
| 1 2 %% 1изм< 1 5 % | I5 %% 1изм< 1 20 % | 1 20 %% 1изм< 1 100 % | I100 %% 1изм% 1 120 % |
| 1 ТТ - 0,5; ТН - 0,2; Счетчик -1,0 | 0,44 | - | ±7,1 | ±4,6 | ±3,9 |
| 0,6 | - | ±5,4 | ±3,8 | ±3,5 |
| 0,71 | - | ±4,7 | ±3,5 | ±3,3 |
| 0,87 | - | ±4,0 | ±3,2 | ±3,1 |
| 2, 3 ТТ - 0,5; ТН - 0,5; Счетчик -1,0 | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,7 | ±4,1 |
| 0,6 | - | ±5,5 | ±3,9 | ±3,6 |
| 0,71 | - | ±4,7 | ±3,6 | ±3,4 |
| 0,87 | - | ±4,0 | ±3,3 | ±3,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Пределы абсолютной погрешности синхронизации КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с | часов компонентов СОЕВ АИИС |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| коэффициент мощности cos& | 0,9 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| относительная влажность воздуха при +25°С, % | от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: | |
| 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, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +50 |
| температура окружающей среды для счетчиков, УСВ-2, °С | от +5 до +35 |
| относительная влажность воздуха при +25°С, % | от 75 до 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МД: | |
| 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 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05МД: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 113,7 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Кол. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 2 шт. |
| ТОЛ 10 | 4 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНАМИТ -10(6)-1 УХЛ2 | 1 шт. |
| НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 1 шт. |
| ПСЧ-4ТМ.05МД.01 | 2 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 шт. |
| Сервер АИИС КУЭ | Supermicro SYS-6019P-MTR | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-7230-500-2020 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ЭНСЕ.095367.005 ПФ | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-7230-500-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 3 очередь). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 07.05.2020 г.
Основные средства поверки: трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003; трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-17) - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 утвержденной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2017 г.;
счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД - по методике поверки ИЛГШ.411152.177 РЭ1 согласованной ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2012 г.;
УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки. ВЛСТ 237.00.000И1» утвержденному ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии «Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 39952-08;
прибор комбинированный Testo 622 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53505-13;
радиочасы МИР РЧ-02 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГО» (Регионы 3 очередь)», аттестована ООО «МЦМО», регистрационный номер 01.00324-2011 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
78929-20: Методика поверки РТ-МП-7230-500-2020Скачать6.9 Мб