Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 2-ая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, 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), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и 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 сбора и баз данных (сервер) с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени УСВ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28716-05), автоматизированное рабочее место персонала (АРМ), каналообразующую аппаратуру, 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 интерфейса RS-485 поступает на соответствующий GPRS-коммуникатор и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер, где осуществляется дальнейшая 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. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиалы АО «СО ЕЭС» Пензенское РДУ, Нижегородское РДУ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УСВ-1, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Сравнение показаний часов сервера с УСВ-1 осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ-1 на величину более ±1с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 с.
Передача информации от счетчика до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в которых составляют 0,2 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (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 ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcCli- ents.dll | CalcLeak- age.dll | Cal- cLosses.dll | Metrol- ogy.dll | Parse- Bin.dll | Par- seIEC.dll | ParseMod- bus.dll | ParsePira- mida.dll | SynchroN SI.dll | Verify- Time.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 | b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f | d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 | 6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 | 48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f | c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 | ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f | 530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 | 1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 110/6кВ Первомайск ВЛ-110 кВ «Первомайск-Ельники» | ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, С ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фаза: В | 1 СШ: НКФ-110-57-У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: A, С НКФ-110ПУ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 Фаза: В | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | HP ProLiant 380 G5 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 2 | ПС 110/6кВ Первомайск ВЛ-110 кВ «Первомайск-Темников» | ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, B, С | 2 СШ: НКФ-110-57-У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: A, B, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 3 | ПС 110/6кВ Первомайск ОМВ | ТФЗМ-110Б-IУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, B, С | 1 СШ: НКФ-110-57-У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: A, С НКФ-110ПУ1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 26452-04 Фазы: В 2 СШ: НКФ-110-57-У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 14205-94 Фазы: A, B, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | HP ProLiant 380 G5 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 4 | ПС 110/35/10кВ Починки ВЛ-110 кВ «Починки-Ичалки» | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2793-71 Фазы: A, B, С | 1 СШ: НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-58 Фазы: A, B, С 2 СШ: НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-58 Фазы: A, B, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | HP ProLiant 380 G5 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | ПС 35/10кВ Б. Болдино ВЛ-35 кВ «Б.Болдино-Б.Игнатово» | ТФНД-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 Фазы: A, С | ЗНОМ-35-65У1 Кл.т. 0,5 35000/V3/100/V3 Рег. № 912-70 Фазы: A, B, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 6 | ПС 110/35/10 кВ Теньгушево 110 кВ «Теньгушево -Новосельская» | ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, С | НКФ-110-83 У1 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-84 Фазы: A, B, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 7 | ПС 110/6 кВ Свобода Т2-110 кВ | ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-02 Фазы: A, B, С | 2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1.4 2.4 |
| 8 | ПС 110/6 кВ Свобода СМВ-110 кВ | ТФЗМ-110Б-ГУ1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, B, С | 1 СШ: НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-58 Фазы: A, B, С 2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | HP ProLiant 380 G5 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 9 | ПС 110/6 кВ Свобода Ремонтная перемычка-110 кВ | ТФЗМ-110Б-1У1 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 2793-88 Фазы: A, B, С | 1 СШ: НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-58 Фазы: A, B, С 2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 10 | КРН-10 кВ отп. от Ф-3 ПС Свобода | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: A, С ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1856-63 Фаза: B | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фазы: ABС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | HP ProLiant 380 G5 | Активная Реактивная | 1,0 2,0 | 2,9 4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 11 | ПС 110/10 кВ Кустаревка ВЛ-110 кВ Кустаревка-Теплый Стан | ТБМО-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2S 200/1 Рег. № 23256-02 Фазы: A, B, С | 1 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С 2 СШ: НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-03 Фазы: A, B, С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | Активная Реактивная | 0,6 1,1 | 1.4 2.4 |
| Погрешность СОЕВ не превышает ±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 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях для ИК № 7, 11 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; cosj = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, но ввиду отсутствия в ГОСТ Р 52425-2005 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии счетчиков класса точности 0,5 устанавливаются равными пределам соответствующих погрешностей счетчиков активной энергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005.
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. Допускается замена УСВ-1 на аналогичное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. 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 | 11 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от Гном для ИК № 7, 11 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 1 до 20 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от Гном для ИК № 7, 11 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 1 до 20 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +15 до +30 от +15 до +20 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 2 |
| 1 | 2 |
| для УСВ-1: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| 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 | 5 |
| 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки 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. |
| Трансформаторы тока климатического исполнения VI, ХЛ1 | ТФЗМ-110Б- 1У1 | 16 |
| Трансформаторы тока | ТФНД-35М | 2 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТФНД-110М | 4 |
| Трансформаторы тока | ТБМО-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТЛВМ-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57-У1 | 5 |
| Трансформаторы тока | НКФ-110-57 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-83У1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 11 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-1 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant 380 G5 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-055-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.143. ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-055-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 2-ая очередь. Методика поверки», утвержденному ООО «Энерго-ПромРесурс» 23.01.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-02;
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 2-ая очередь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
70489-18: Методика поверки МП ЭПР-055-2018Скачать7.1 Мб