Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "РЭСК" (2 очередь)

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «РЭСК» (2 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, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени (УСВ), 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 при помощи технических средств приема-передачи данных 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.

Далее информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на АРМ субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) по каналу связи сети Internet.

Передача информации от АРМ субъекта ОРЭ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной подписи субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи 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.

АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от АИИС КУЭ филиала «Рязаньэнерго» ПАО МРСК «Центра и Приволжья» и других смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.

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 во время каждого сеанса связи. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится независимо от величины расхождения.

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. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «РЭСК» (2 очередь).

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

CalcLoss

es.dll

Metrolo-

gydll

ParseBin.

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

b 1959ff7 0be1eb17 c83f7b0f 6d4a132f

d79874d1

0fc2b156

a0fdc27e

1ca480ac

52e28d7b

608799bb

3ccea41b

548d2c83

6f557f88

5b737261

328cd778

05bd1ba7

48e73a92

83d1e664

94521f63

d00b0d9f

c391d6427

1acf4055b

b2a4d3fe1f

8f48

ecf532935

ca1a3fd32

15049af1f

d979f

530d9b01

26f7cdc2

3ecd814c

4eb7ca09

1ea5429b

261fb0e28

84f5b356a

1d1e75

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характе

ристики

Метрологические характеристики ИК

Измерительные компоненты

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), %

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Вид электроэнергии

Сервер

Счетчик

УСВ

ТТ

ТН

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПС 110 кВ Центро-лит, ГПП-10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 1 сек.ш. 10 кВ, яч.1, Ввод 10 кВ Т1

ТЛШ-10 УЗ Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; С

НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 363-49 Фаза: А; С

ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,7

1

ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А

ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: С

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Supermicro

X9DRL-

3F/iF

ПС 110 кВ Центро-лит, ГПП-10 кВ, ЗРУ-10 кВ, 2 сек.ш. 10 кВ, яч.12, Ввод 10 кВ Т2

НОМ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 363-49 Фаза: А; С

ПСЧ-4ТМ.05М. 12 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,3

5,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

3

ПС 110 кВ Центро-лит, ГПП-10 кВ,

ТТИ-А Кл.т. 0,5 75/5

Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С

ПСЧ-

4ТМ.05МК.16

Активная

1,0

3,2

ЗРУ-10 кВ, КЛ 0,4 кВ ТСН Т-1

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

Реактивная

2, 1

5, 6

4

ПС 110 кВ Центро-лит, ГПП-10 кВ,

ТТИ-А Кл.т. 0,5 75/5

Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С

ПСЧ-

4ТМ.05МК.16

Активная

1,0

3,2

ЗРУ-10 кВ, КЛ 0,4 кВ ТСН Т-2

Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16

Реактивная

2,1

5,6

ПС 110 кВ Центро-

ТПЛ-10

НОМ-10

лит, ГПП-10 кВ,

Кл.т. 0,5

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М. 12

УСВ-3

Supermicro

Активная

1,3

3,3

5

ЗРУ-10 кВ, 1 сек.ш.

100/5

10000/100

Кл.т. 0,5S/1,0

Рег. №

X9DRL-

10 кВ, яч.19, КЛ 10

Рег. № 1276-59

Рег. № 363-49

Рег. № 36355-07

64242-16

3F/iF

Реактивная

2,5

5,7

кВ Ф.19

Фазы: А; С

Фаза: А; С

ПС 110 кВ Центро-

ТПЛ-10-М

НОМ-10

лит, ГПП-10 кВ,

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

ПСЧ-4ТМ.05М. 12

Активная

1,3

3,4

6

ЗРУ-10 кВ, 2 сек.ш.

100/5

10000/100

Кл.т. 0,5S/1,0

10 кВ, яч.34, КЛ 10

Рег. № 47958-16

Рег. № 363-49

Рег. № 36355-07

Реактивная

2,5

5,7

кВ Ф.34

Фазы: А; С

Фаза: А; С

ОРУ 110 кВ ПС Парская, РУ-10 кВ, 1 сек.ш. 10 кВ, яч.4, ВЛ 10кВ №4

ТПОЛ-10

НАМИ-10

7

Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59

Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87

СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27524-04

Активная

Реактивная

1,1

2, 2

,2 ,3 3, 5,

Фазы: А; С

Фаза: АВС

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

8

ОРУ 110 кВ ПС Парская, РУ-10 кВ, 2 сек.ш. 10 кВ, яч.22, ВЛ 10кВ, №22

ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С

НАМИ-10 Кл.т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 Фаза: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17

Активная

Реактивная

1,0 2, 0

2,9 4, 6

9

ПС 110 кВ Печатная, ЗРУ-6 кВ, 4 сек.ш. 6 кВ, яч.32, КЛ 6кВ №32

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 7069-79 Фазы: А; С

НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 18178-99 Фаза: АВС

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

УСВ-3 Рег. № 64242-16

Supermicro

X9DRL-

3F/iF

Активная

Реактивная

1,1

2,3

3,0

4,6

10

ПС 110 кВ Печатная, ЗРУ-6 кВ, 1сек.ш. 6 кВ, яч.33, КЛ 6кВ №33

ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 25433-08 Фазы: А; С

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фаза: АВС

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08

Активная

Реактивная

1,0

2,0

2,9

4,7

11

ПС 110 кВ Рязань, РУ-6 кВ, КЛ 6 кВ ф.28

ТОЛ-10 Кл.т. 0,2S 600/5 Рег. № 7069-07 Фазы: А; С

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фаза: АВС

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Активная

Реактивная

0,9

1,5

1,6

3,2

12

ПС 110 кВ Рязань, РУ-6 кВ, КЛ 6 кВ ф.39

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 Рег. № 7069-07 Фазы: А; С

НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фаза: АВС

СЭТ-4ТМ.03 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04

Активная

Реактивная

1,1

2, 3

3,0 5, 0

13

ПС 110 кВ Театральная, РУ 6 кВ, 8 сек.ш. 6 кВ, Яч.86, 2 КЛ 6 кВ, ф.№86

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 7069-07 Фазы: А; С

ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5

6000/V3/100/V3

Рег. № 3344-72 Фаза: А; В; С

ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04

Активная

Реактивная

1,3

2,5

3,4

6,7

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

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 ИК №№ 6, 10-13 для тока 2 % от Ьом, для остальных ИК для тока 5 % от Ьом; cos9 = 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 УСВ 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

1

2

Количество ИК

13

Нормальные условия: параметры сети:

напряжение, % от №ом ток, % от 1ном для ИК №№ 6, 10-13 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 1 до 120 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 1ном для ИК №№ 6, 10-13 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения 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 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05М и СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-08):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

165000

2

140000

2

1

2

для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и ПСЧ-4ТМ.05:

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 36697-17):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ:

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

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

56

при отключении питания, лет, не менее

40

для остальных 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 в счетчиках.

-    журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчиках и сервере; 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

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

ТЛШ-10 УЗ

2

Трансформаторы тока шинные

ТЛШ-10

1

Трансформаторы тока

ТПШЛ-10

1

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ-А

6

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией

ТПОЛ-10

6

Трансформаторы тока проходные

ТПЛ-10-М

2

Трансформаторы тока

ТОЛ-10

8

Трансформаторы

НОМ-10

4

Трансформаторы напряжения

НАМИ-10

2

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6-66

1

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6

2

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛ.06-6У3

3

Трансформаторы тока

ТЛО-10

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05М

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05

1

Устройства синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер

Supermicro X9DRL-3F/iF

1

Паспорт-формуляр

ЭНПР.411711.078.ФО

1

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ПАО «РЭСК» (2 очередь)», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.

Лист № 11 Всего листов 11

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «РЭСК» (2 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

Развернуть полное описание