Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Сетевая компания" БуЭС

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 3
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» БуЭС (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, многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

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), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи;

2-й    уровень -устройство сбора и передачи данных (УСПД) и технические средства приема-передачи данных;

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД), сервер баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0»

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов без учета коэффициентов трансформации, преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление, хранение и передача накопленных данных по выбранному ИВК каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на верхний уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации во внешние программно-аппаратные комплексы потребителей, сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с регламентом.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2, таймеры УСПД, сервера СД и счетчиков. Сравнение времени сервера СД ИВК с таймером приемника осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника и сервера СД на величину более ±1 с. Сервер СД осуществляет синхронизацию времени УСПД, а УСПД, в свою очередь, счетчиков, подключенных к УСПД. Сличение времени таймера сервера СД с временем таймеров УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка времени сервером выполняется при достижении расхождения времени таймеров счетчиков и УСПД на величину ±1 с. Сличение времени таймеров счетчиков с временем УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем таймера УСПД ±1 с.

Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера СД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Конструкция АИИС КУЭ не предусматривает нанесение на нее знака поверки. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

BinaryPackControls.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476

Идентификационное наименование ПО

CheckDataIntegrity. dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7

Идентификационное наименование ПО

ComIECFunctions.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27

Идентификационное наименование ПО

ComModbusFunctions.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917

Идентификационное наименование ПО

ComStdFunctions.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373

Идентификационное наименование ПО

DateTimeProcessing.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D

Идентификационное наименование ПО

SafeValuesDataUpdate.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB

Идентификационное наименование ПО

SimpleVerifyDataStatuses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39

Идентификационное наименование ПО

SummaryCheckCRC. dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5

Идентификационное наименование ПО

ValuesDataProcessing.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

-

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма)

013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645

Алгоритм расчета цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО - MD5

Таблица 2 - Состав ИК

Номер и наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

1

ПС 220 кВ Студенец, ВЛ 10 кВ №2 НПС Студенец

ТОЛ 35 1500/5 КТ 0,5S Рег.№21256-03

НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег.№831-69

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

2

ПС 220 кВ Студенец, ВЛ 10 кВ №1 НПС Студенец

ТОЛ 35 1500/5 КТ 0,5S Рег.№21256-03

НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег.№831-69

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12

ARIS-28xx

Рег.№67864-

17

3

ПС 110 кВ Раково, ВЛ 110 кВ Ишеевка-Раково

ТФЗМ-110Б-1У1 300/5 КТ 0,5 Рег.№2793-71

НКФ110-83У1 110000/110 КТ 0,5 Рег.№1188-84

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

4

ПС 110 кВ Раково, ВЛ 110 кВ Ишеевка-Раково (резервный)

ТФЗМ-110Б-1У1 300/5 КТ 0,5 Рег.№2793-71

НКФ110-83У1 110000/100 КТ 0,5 Рег.№1188-84

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12

СИКОН С70 Рег.№28822-05

5

ПС 110 кВ Свияжск, ВЛ 110 кВ Тюрлема-Свияжск

ТОГФ-110

600/5 КТ 0,2S Рег.№44640-11

ЗНГ 110000/100 КТ 0,2 Рег.№41794-09

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12

СИКОН С70 Рег.№28822-05

6

ПС 110 кВ Свияжск, ВЛ 110 кВ Тюрлема-Свияжск (резервный)

ТОГФ-110

600/5 КТ 0,2S Рег.№44640-11

ЗНГ 110000/100 КТ 0,2 Рег.№41794-09

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

СИКОН С70 Рег.№28822-05

Примечания:

1    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.

2    Допускается замена УСПД и УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Границы основной погрешности, (5) %

Вид

электроэнергии

Границы погрешности в рабочих условиях, (5) %

Активная

Реактивная

±0,6

±1,2

±1,4

±2,1

5, 6

Активная

Реактивная

±1,1

±2,8

±2,9

±3,0

1, 2

Активная

Реактивная

±1,1

±2,8

±3,2

±4,7

3, 4

Примечания:

1    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95.

3    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном Cos ф = 0,8инд., W2%

4    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

6

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ^ом

от 98 до 102

- ток, % от ^ом

от 5 до 120

- коэффициент мощности, cosф

0,9

- частота, Гц

от 49,8 до 50,2

температура окружающей среды, °С

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от №ом

от 90 до 110

- ток, % от !ном

от 5 до 120

- коэффициент мощности, cosф

от 0,5инд до 0,8емк

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от -40 до +60

температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

от -10 до +50

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

90000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСПД:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УССВ:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

сервер:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях,

сут, не менее

113

- при отключении питания, лет, не менее

10

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной

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

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий:

-    в журнале событий счетчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени в счетчике;

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера БД;

-    защита информации на программном уровне;

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой

подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на УСПД;

-    установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Наименование

Обозначение

Количество,

шт.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТОЛ 35

6

Трансформаторы тока измерительные

ТФЗМ-110Б-1У1

3

Трансформаторы тока

ТОГФ-110

3

Трансформаторы напряжения

НКФ110-83У1

3

Трансформаторы напряжения элегазовые

ЗНГ

3

Трансформаторы напряжения

НТМИ-10-66

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

6

Контроллеры многофункциональные

ARIS 28xx

1

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

2

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

1

Программное обеспечение

Пирамида 2.0

1

Методика поверки

МП.359112.10.2019

1

Формуляр

ПФ.359112.10.2019

1

Руководство по эксплуатации

РЭ.359112.10.2019

1

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе РЭ.359112.10.2019. Часть 2. Раздел 4 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ».

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» БуЭС

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

Развернуть полное описание