Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 4-ая очередь (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, 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, автоматизированные рабочие места (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 поступает на соответствующий GSM-модем и далее по каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM, поступает на сервер, 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 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 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 включает в себя часы счетчиков, часы сервера и устройство синхронизации времени УСВ-1.
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 ±1 с.
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.
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.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClien ts.dll | CalcLeak age.dll | CalcLoss es.dll | Metrology. dll | ParseBin. dll | ParseIEC. dll | ParseMod bus.dll | ParsePira mida.dll | Synchro NSI.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 измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер | Наименование точки измере- | | | | Устройство син- | Сервер | Вид электро | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| ИК | ний | ТТ | ТН | Счетчик | хрониза-ции времени | | энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 110 кВ | ТПШЛ-10 | 2 СШ: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | | | | Актив- | | |
| 1 | Центролит, КРУ-10кВ, | Кл.т. 0,5 2000/5 | EA02RL-P2B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 | | | ная | 1, 1 | 3,0 |
| | Ввод-2 10кВ Т-2 | Рег. № 1423-60 Фазы: А; В; С | Рег. № 16666-97 | | | Реак тивная | 2,3 | 4,6 |
| | ПС 110 кВ | ТПШЛ-10 | 1 СШ: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | | | | Актив- | | |
| 2 | Центролит, КРУ-10кВ, | Кл.т. 0,5 2000/5 | EA02RL-P2B-4 Кл.т. 0,2S/0,5 | | | ная | 1, 1 | 3,0 |
| | Ввод-1 10кВ | Рег. № 1423-60 | Рег. № 16666-97 | УСВ-1 | HP ProLiant | Реак- | 2,3 | 4,6 |
| | Т-2 | Фазы: А; В; С | | Рег. № 28716-05 | тивная | | |
| | ПС 110 кВ | ТШЛП-10 | НАМИ-10-95УХЛ2 | | 380 G5 | Актив- | | |
| | Центролит, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | EA02RL-P2B-4 | | | ная | 1, 1 | 3,0 |
| 3 | КРУ-10кВ, | 1500/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| | Ввод-4 10кВ | Рег. № 19198-00 | Рег. № 20186-00 | Рег. № 16666-97 | | | Реак- | 2,3 | 4,6 |
| | Т-1 | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ | ТШЛП-10 | НАМИ-10-95УХЛ2 | | | | Актив- | | |
| | Центролит, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | EA02RL-P2B-4 | | | ная | 1, 1 | 3,0 |
| 4 | КРУ-10кВ, | 1500/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | | |
| | Ввод-3 10кВ | Рег. № 19198-00 | Рег. № 20186-00 | Рег. № 16666-97 | | | Реак- | 2,3 | 4,6 |
| | Т-1 | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | ПС 110 кВ | ТЛМ-10 | 1 СШ: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | | | | Актив- | | |
| 5 | Центролит, КРУ-10кВ, | Кл.т. 0,5 100/5 | EA05RL-S1-3 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | ная | 1,3 | 3,2 |
| | 1СШ 10кВ, | Рег. № 2473-00 | Рег. № 16666-97 | | | Реак- | 2,5 | 5,1 |
| | яч.3 | Фазы: А; С | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ | ТЛМ-10 | 1 СШ: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | | | | Актив- | | |
| 6 | Центролит, КРУ-10кВ, | Кл.т. 0,5 100/5 | EA05RL-S1-3 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | ная | 1,3 | 3,2 |
| | 1СШ 10кВ, яч.23 | Рег. № 2473-00 Фазы: А; С | Рег. № 16666-97 | | | Реак тивная | 2,5 | 5,1 |
| | ПС 110 кВ | ТЛМ-10 | 1 СШ: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | | | | Актив- | | |
| 7 | Центролит, КРУ-10кВ, | Кл.т. 0,5 50/5 | EA05RL-S1-3 Кл.т. 0,5S/1,0 | УСВ-1 Рег. № | HP ProLiant 380 G5 | ная | 1,3 | 3,2 |
| | 1СШ 10кВ, яч.1 | Рег. № 2473-00 Фазы: А; С | Рег. № 16666-97 | 28716-05 | Реак тивная | 2,5 | 5,1 |
| | ПС 110 кВ | ТЛМ-10 | 2 СШ: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | | | | Актив- | | |
| 8 | Центролит, КРУ-10кВ, | Кл.т. 0,5 100/5 | EA05RL-S1-3 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | ная | 1,3 | 3,2 |
| | 2СШ 10кВ, | Рег. № 2473-00 | Рег. № 16666-97 | | | Реак- | 2,5 | 5,1 |
| | яч.8 | Фазы: А; С | | | | тивная | | |
| | ПС 110 кВ | ТЛМ-10 | 2 СШ: НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | | | | Актив- | | |
| 9 | Центролит, КРУ-10кВ, | Кл.т. 0,5 50/5 | EA05RL-S1-3 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | ная | 1,3 | 3,2 |
| | 2СШ 10кВ, яч.30 | Рег. № 2473-00 Фазы: А; С | Рег. № 16666-97 | | | Реак тивная | 2,5 | 5,1 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±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 тока 5 % от !ном; cosj = 0,8инд.
4 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 устройства синхронизации времени на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 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 |
| Количество ИК | 9 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cos9 | 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 | |
| ток, % от 1ном | от 90 до 110 |
| коэффициент мощности cos9 | от 5 до 120 |
| частота, Гц | от 0,5 до 1,0 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, | от +10 до +30 |
| °С | от +10 до +30 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| для счетчиков: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 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 | 74 |
| 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 по электронной почте.
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); 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
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. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПШЛ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТШЛП-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 10 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-10-95УХЛ2 | 2 |
| Счетчики электроэнергии многофункциональные | ЕвроАЛЬФА | 9 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-1 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant 380 G5 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-210-2019 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.217.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-210-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 4-ая очередь. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 01.11.2019 г.
Основные средства поверки:
- в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
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 документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 4-ая очередь», свидетельство об аттестации № 239/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» 4-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
76983-19: Методика поверки МП ЭПР-210-2019Скачать11.5 Мб