Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 146 - 150) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из:
Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU 325L регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 37288-08 (Рег. № 37288-08), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы;
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя коммуникационный сервер (КС) ПАО «МОЭСК», сервер базы данных (СБД) ПАО «МОЭСК», СБД ЗАО «БЭЛС», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (не реже одного раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
передача результатов участникам ОРЭМ, прием информации о результатах измерений и состоянии средств измерений от смежных субъектов ОРЭМ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, 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);
сбор, хранение и передачу журналов событий счетчиков;
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Первичные токи 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. По окончании интервала интегрирования мощности (30 минут) текущие значения мощности добавляются в энергонезависимые регистры массива профиля мощности.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в 30 минут опрашивают счетчики и осуществляют вычисление электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные единице), хранение измерительной информации и журналов событий, передачу результатов измерений на верхний уровень АИИС КУЭ.
Коммуникационный сервер ПАО «МОЭСК» с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД и считывает 30-минутный профиль электроэнергии для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения передаются в СБД ПАО «МОЭСК».
СБД ПАО «МОЭСК» в автоматическом режиме раз в сутки передаёт результаты измерений на СБД ЗАО «БЭЛС» в формате электронного документа XML макета 80020, результаты записываются в базу данных.
СБД ЗАО «БЭЛС» осуществляет формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ПАК АО «АТС», ЦСИ филиала АО «СО ЕЭС» Московское РДУ, ПАО «Мосэнергосбыт» в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы КС ПАО «МОЭСК», СБД ПАО «МОЭСК», СБД ЗАО «БЭЛС», УСПД, счетчиков и УСВ. В качестве устройства синхронизации времени используется УСВ-1 Рег. № 28716-05, к которому подключен GPS-приемник. УСВ УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов СБД ПАО «МОЭСК» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов СБД ПАО «МОЭСК» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов СБД ПАО «МОЭСК» и УСВ-1.
Сравнение показаний часов КС ПАО «МОЭСК» и СБД ПАО «МОЭСК» происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов КС ПАО «МОЭСК» и СБД ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов КС ПАО «МОЭСК» и СБД ПАО «МОЭСК» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД и КС ПАО «МОЭСК» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД и КС ПАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и КС ПАО «МОЭСК» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более ±1 с, но не чаще одного раза в сутки.
Сравнение показаний часов СБД ЗАО «БЭЛС» и УСВ-1 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов СБД ЗАО «БЭЛС» и УСВ-1 осуществляется независимо от показаний часов СБД ЗАО «БЭЛС» и УСВ-1.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения (ПО) представлены в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 56f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
Состав измерительно-информационных каналов
Вид
электро
энергии
Наименование
ИИК
Трансфор
матор
напряжения
Счётчик
электрической
энергии
Трансформатор
тока
ИВКЭ
(УСПД)
Сервер
ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 200/5 Зав. № 15721 Зав. № 15719 Зав. № 15718 Рег № 25433-07
НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.т. 10000/100 Зав. № 352 Рег № 1109487
СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108075523 Рег № 27524-04
я яа ан
н
в
и
т
ПС 157 «Горенки» (220/10/6 кВ), РУ-10 кВ,
5СШ-10 кВ, ф. 512
1
06 -08 0-
L58
528
02
07
ка
ае
р
(N
3
-
U
T
R
ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 200/5 Зав. № 16632 Зав. № 16591 Зав. № 16608 Рег № 25433-07
НАМИ-10 кл.т. 0,2 кт.т. 10000/100 Зав. № 2450 Рег № 1109487
ПС 157 «Горенки» (220/10/6 кВ), РУ-10 кВ,
6СШ-10 кВ, ф. 612
СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0108076966 Рег № 27524-04
я яа ан
г
е
Р
н
в
и
т
2
ка
ае
р
ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Зав. № 60029 Зав. № 60031 Зав. № 60030 Рег № 25433-11
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.т. 6000/100 Зав. № 3119 Рег № 2018605
“Вн
SSs
si з
«МО
ПС 194
«Кислородная» (110/10/6 кВ), РУ-6 кВ,
1СШ-6 кВ, ф. 43
СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0120070307 Рег № 27524-04
я яа ан
н
в
и
т
3
8
0
-
8
3 о
eg
« О
БС
СК
<
З
Д
Б
С
ка
ае
р
1
52
2
7
(N
СП
я
Н
Рч
О
0
№ 3
ТЛО-10 кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Зав. № 60027 Зав. № 60028 Зав. № 60032 Рег № 25433-11
НАМИ-10-95 УХЛ2 кл.т. 0,5 кт.т.6000/100 Зав. № 3164 Рег № 2018605
№
г
е
Р
ПС 194
«Кислородная» (110/10/6 кВ),
РУ-6 кВ, 3СШ-6 кВ, ф. 44
СЭТ-4ТМ.03 кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0120070154 Рег № 27524-04
я яа ан
н
в
и
т
4
ка
ае
р
8
0
ТОЛ-СВЭЛ кл.т. 0,2S кт.т. 600/5 Зав. № 1244318 Зав. № 1242272 Рег № 42663-09
НТМИ-10-66 кл.т. 0,5 кт.т. 10000/100 Зав. № 1441 Рег № 831-69
L 27
£ ^ 00 СП
я
Н Рч
ПС 212 «Восточная» (220/110/10 кВ), РУ-10 кВ,
3СШ-10 кВ, ф. 4
СЭТ-4ТМ.03.01 кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106071145 Рег № 27524-04
я яа ан
2
7
О
0
н
в
и
т
5
,01 гг, * £
ка
ае
р
в
а
З
г
е
Р
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 УСПД и УСВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменение в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как неотъемлемая часть._
| Номер ИИК | СОЭф | Пределы допускаемой относ при измерении активной электриче применения АИ | ительной погрешности ИИК ;ской энергии в рабочих условиях ИС КУЭ (5), % |
| §1(2) %, I1(2)— 1 изм< 1 5 % | §5 %, I5 %— 1 изм< 1 20 % | 520 %, 1 20 %— 1 изм< 1 100 % | 1I 0 0 % I5 и0 з0 % 1 0 % |
| 1, 2 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,5 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 3, 4 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,3 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,9 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,7 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,5 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 |
| 5 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5S | 1,0 | ±2,0 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±2,2 | ±1,8 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,7 | ±2,4 | ±2,0 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,5 | ±2,9 | ±2,5 | ±2,2 | ±2,2 |
| Номер ИИК | БШф | Пределы допускаемой относительной ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % |
| 1 2 %— 1 изм< 1 5 % | §5 %, I5 %— 1 изм< 1 20 % | 520 %, 1 20 %— 1 изм< 1 100 % | 1I 0 0 % I5 и0 з0 % , 1 0 % |
| 1, 2 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 | 0,44 | ±5,7 | ±2,2 | ±1,6 | ±1,4 |
| 0,6 | ±4,7 | ±1,8 | ±1,3 | ±1,2 |
| 0,71 | ±4,2 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,1 |
| 0,87 | ±3,8 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
| 3, 4 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 0,5 | 0,44 | ±5,9 | ±2,5 | ±2,1 | ±1,9 |
| 0,6 | ±4,8 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,71 | ±4,4 | ±1,8 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,87 | ±4,0 | ±1,6 | ±1,2 | ±1,2 |
| 5 ТТ - 0,2S; ТН - 0,5; Счетчик - 1,0 | 0,44 | ±10,9 | ±3,9 | ±2,9 | ±2,5 |
| 0,6 | ±8,5 | ±3,3 | ±2,4 | ±2,2 |
| 0,71 | ±7,6 | ±3,0 | ±2,2 | ±2,1 |
| 0,87 | ±6,7 | ±2,8 | ±2,1 | ±2,1 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. |
Предел абсолютной погрешности синхронизации часов компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к шкале координированного времени UTC(SU) ±5 с.
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
| ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
| частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
| ток, % от !ном | от 1 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, УСПД, УСВ °С | от +5 до +5 |
| относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 75 до 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| среднее время наработки на отказ, часы, не менее: | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| среднее время наработки на отказ, часы, не менее: | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113,7 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу и электропотребление | |
| за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
В журналах событий счетчиков и УСПД 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;
УСПД.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии; пароль на УСПД;
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
приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 12 экз. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СВЭЛ | 2 экз. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 2 экз. |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 экз. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 1 экз. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 4 экз. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03.01 | 1 экз. |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325L | 3 экз. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 2 экз. |
| Сервер (ПАО «МОЭСК») | Сервер на базе IBM-совместимого промышленного компьютера | 2 экз. |
| Сервер БД (ЗАО «БЭЛС») | Сервер на базе IBM-совместимого промышленного компьютера | 1 экз. |
| Паспорт - формуляр | ЭССО.411711.АИИС.112.05 ПФ | 1 экз. |
| Методика поверки | РТ-МП-5272-500-2018 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5272-500-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 146 - 150). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2018 г.
Основные средства поверки:
«Энергомонитор» 3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
Термометр электронный «Center 315» регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09.
Радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска клейма поверителя и (или) наклейки.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК №146 - 150)». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0005/2018-01.00324-2011 от 14.02.2018г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «БЭЛС» (ИИК № 146 - 150)
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
71439-18: Методика поверки РТ-МП-5272-500-2018Скачать6.3 Мб