Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО "Мордовский бекон"
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Мордовский бекон» (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), 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 на базе закрытой облачной системы Virtual Machine с программным обеспечением (ПО) АКУ «Энергосистема», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи 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 выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер.
На сервере выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
От сервера один раз в сутки в автоматическом режиме информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на АРМ по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ производится 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.
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 при каждом сеансе связи с УСВ, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов счётчиков с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счётчиков производится при расхождении с часами сервера более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и серверов 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 292.2, указывается в формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО АКУ «Энергосистема».
ПО АКУ «Энергосистема» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО АКУ «Энергосистема». Уровень защиты ПО АКУ «Энергосистема» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО АКУ «Энергосистема» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО АКУ «Энергосистема»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ESS.Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 0227AA941A53447E06A5D113323 9DA60 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | TH | Счетчик | УСВ | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ТП№А130 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 С.Ш. 0,4 кВ ввод Т-1 | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 1200/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTM2-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 75755-19 | УССВ-2 Per. № 54074-13 | Virtual Machine | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 |
| 2 | ТП№А130 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 С.Ш. 0,4 кВ ввод Т-2 | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 1200/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTM-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 | ||
| 3 | ТП№А129 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 С.Ш. 0,4 кВ ввод Т-1 | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 1200/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTM2-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 | ||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 4 | ТП№А129 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 С.Ш. 0,4 кВ ввод Т-2 | Т-0,66 Кл.т. 0,5S 1200/5 Per. №71031-18 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTM-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 75755-19 | УССВ-2 Per. № 54074-13 | Virtual Ma-chine | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 |
| 5 | КТП-2 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 С.Ш. 0,4 кВ ввод Т-1 | ТШП-Э 60 Кл.т. 0,5S 400/5 Per. № 66594-17 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTM2-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 | ||
| 6 | КТП-2 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 С.Ш. 0,4 кВ ввод Т-2 | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5S 300/5 Per. № 75076-19 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTM-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 | ||
| 7 | КТП-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 С.Ш. 0,4 кВ ввод Т-1 | ТТ-В80 Кл.т. 0,5S 1000/5 Per. №60939-15 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTM-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 | ||
| 8 | КТП-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 С.Ш. 0,4 кВ ввод Т-2 | ТТ-В80 Кл.т. 0,5S 1000/5 Per. №60939-15 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTM-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 | ||
| 9 | КТП-4 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 С.Ш. 0,4 кВ ввод Т-1 | ТТИ-40 Кл.т. 0,5S 300/5 Per. № 74332-19 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTM-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 10 | КТП-4 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 С.Ш. 0,4 кВ ввод Т-2 | ТТИ-40 Кл.т. 0,5S 300/5 Per. № 74332-19 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTM-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 75755-19 | УССВ-2 Per. № 54074-13 | Virtual Machine | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 |
| и | КТП-5 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 С.Ш. 0,4 кВ ввод Т-1 | ТТН-125 Кл.т. 0,5S 1500/5 Per. № 74332-19 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTM-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 | ||
| 12 | КТП-5 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 С.Ш. 0,4 кВ ввод Т-2 | ТТН-125 Кл.т. 0,5S 1500/5 Per. № 74332-19 Фазы: А; В; С | — | Меркурий 234 ARTM-03 DPBR.G Кл.т. 0,5S/l,0 Per. № 75755-19 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,4 5,8 | ||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АПИС 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 силы тока 2 % от IHoM; coscp = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденного типа, а также замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АПИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АПИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от Uhom | от 95 до 105 |
| сила тока, % от Ihom | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | 0,9 |
| частота, Г ц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от Uhom | от 90 до 110 |
| сила тока, % от Ihom | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности cosф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Г ц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 320000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 74500 |
| 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: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 170 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| 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 измерительные | Т-0,66 | 12 |
| Трансформаторы тока | ТШП-Э 60 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТШП-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТТ-В80 | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-40 | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-125 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | Меркурий 234 | 12 |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 1 |
| Сервер | Virtual Machine | 1 |
| Формуляр | ЭНСТ.411711.292.2.ФО | 1 |
| Методика поверки | — | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ЗАО «Мордовский бекон», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.