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

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» ЕЭС (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 (Регистрационный № 41681-10), 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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2,3,4.

Номер и наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

1

ПС 35 кВ Красный Бор, ВЛ 35 кВ Красный Бор -Быргында

ТОЛ 35 КТ 0,5S Ктт=100/5 Рег.№21256-03

НАМИ-35 УХЛ1 КТ 0,5 Ктн=35000/100 Рег.№ 19813-05

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08

ARIS-2803

Рег.№67864-

17

2

ПС 110 кВ Кукмор, ВЛ 110 кВ Вятские Поляны -Малмыж с отпайками

ТФЗМ-110Б-1У1 КТ 0,5 Ктт=600/5 Рег.№2793-71

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

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег.№27524-04

ARIS-2803

Рег.№67864-

17

3

ПС 110 кВ Кукмор, ОВ 110 кВ

ТФЗМ-110Б-1У1 КТ 0,5 Ктт=600/5 Рег.№2793-71

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

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

ARIS-2803

Рег.№67864-

17

4

ПС 35 кВ Кучуково, ВЛ 35 кВ Кучуково -Варзи Ятчи

ТОЛ КТ 0,5S Ктт=150/5 Рег.№47959-11

НАМИТ-10-2 КТ 0,5 Ктн=10000/100 Рег.№ 18178-99

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег.№27524-04

СИКОН С1 Рег.№15236-01

5

ПС 110 кВ Сардек, В 10 кВ Т-1

ТЛМ-10 КТ 0,5 Ктт=300/5 Рег.№2473-69

-

СЭТ-4ТМ.03 КТ 0,2S/0,5 Рег.№27524-04

ARIS-2803

Рег.№67864-

17

6

ПС 110 кВ Сардек, ТСН-1

ТТИ КТ 0,5 S Ктт=100/5 Рег.№28139-12

-

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

ARIS-2803

Рег.№67864-

17

7

ПС 500 кВ Щёлоков, ВЛ 500 кВ Удмуртская -Щёлоков

SAS 550 КТ 0,2S Ктт=2000/1 Рег.№25121-07

VEOS КТ 0,2 Ктн=500000/100 Рег.№ 37113-08

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12

СИКОН С70 Рег.№28822-05

8

ПКУ-10 кВ, ВЛ-10 кВ ф.13 ПС «Пурга»

ТОЛ-СЭЩ-10 КТ 0,5S Ктт=50/5 Рег.№32139-11

ЗНОЛП КТ 0,5 Ктн=10000/100 Рег.№ 23544-07

СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12

-

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.

Метрологические характеристики

Номер

ИК

Вид

электроэнергии

Границы основной погрешности, (5) %

Границы погрешности в рабочих условиях, (5) %

1, 4, 8

Активная

±1,1

±2,9

реактивная

±2,8

±4,7

2, 3, 5

Активная

±1,1

±3,2

реактивная

±2,8

±4,7

6

Активная

±0,8

±2,8

реактивная

±2,3

±4,6

7

Активная

±0,6

±1,4

реактивная

±1,2

±2,1

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%

Таблица 4 -

Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

8

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 +40

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики:

-

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

УСПД:

среднее время восстановления работоспособности, ч

90000

-

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

2

УССВ:

среднее время восстановления работоспособности, ч

70000

2

-

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

-

среднее время восстановления работоспособности, ч

35000

сервер:

2

-

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

-

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

счетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки, 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

3

Трансформаторы тока

ТЛМ-10

2

Трансформаторы тока

SAS 550

3

Трансформаторы тока измерительные

ТФЗМ-110Б-1У1

6

Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ

ТТИ

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

3

Трансформаторы тока опорные

ТОЛ

3

Трансформаторы напряжения

VEOS

3

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП

3

Трансформаторы напряжения

НАМИ-35 УХЛ1

2

Трансформаторы напряжения

НАМИТ-10-2

1

Трансформаторы напряжения

НКФ110-83У1

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

4

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03

4

Контроллеры многофункциональные

ARIS-2803

3

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С1

1

Контроллеры сетевые индустриальные

СИКОН С70

1

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

1

Программное обеспечение

Пирамида 2.0

1

Методика поверки

МП.359113.10.2019

1

Формуляр

ПФ.359113.10.2019

1

Руководство по эксплуатации

РЭ.359113.10.2019

1

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе РЭ.359113.10.2019. 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» ЕЭС

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