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

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Сетевая компания» ПЭС (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, двухуровневую 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 и технические средства приема-передачи данных;

2-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 технических средств приема-передачи данных и далее осуществляется передача данных на верхний уровень системы.

На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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), таймерами сервера СД и счетчиков. Сравнение времени сервера СД ИВК с таймером приемника осуществляется каждый час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника и сервера СД на величину более ±1 с. Сличение времени таймера сервера СД с временем таймеров счетчиков осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка времени сервером выполняется при достижении расхождения времени таймеров счетчиков на величину ±1 с.

Журналы событий счетчиков 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

1

2

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

1

2

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.

Таблица 2 - Состав ИК

Номер и наименование ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

1

2

3

4

5

6

1

ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ОРУ 220 кВ, ВЛ 220 кВ Зеленодольская -Волжская

ТОГФ-220 КТ 0,2S 300/1 Рег.№61432-15

НДКМ-220 КТ 0,2 (220000/V3)/(100/V3) Рег.№ 60542-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

HP BladeSystem c7000/ УСВ-2, Рег.№41681-10

2

ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ОРУ 220 кВ, ВЛ 220 кВ Помары-Зеленодольская

ТОГФ-220 КТ 0,2S 600/1 Рег.№61432-15

НДКМ-220 КТ 0,2 (220000/V3)/(100/V3) Рег.№ 60542-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

1

2

3

4

5

6

3

ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ОВ 110кВ

ТОГФ-110

КТ 0,2S 600/1 Рег.№61432-15

ЗНОГ-110 КТ 0,2

(110000/V3)/(100/V3)

Рег.№ 61431-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

HP BladeSystem с7000/ УСВ-2, Рег.№41681-10

4

ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ВЛ 110 кВ Зеленодольская-Буревестник 1

ТОГФ-110 КТ 0,2S 600/1 Рег.№61432-15

ЗНОГ-110

КТ 0,2 (110000/V3)/

(100/V3)

Рег.№ 61431-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

5

ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ВЛ 110 кВ Зеленодольская-Серго 1

ТОГФ-110 КТ 0,2S 600/1 Рег.№61432-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

6

ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ВЛ 110 кВ Зеленодольская-Буревестник 2

ТОГФ-110 КТ 0,2S 600/1 Рег.№61432-15

ЗНОГ-110

КТ 0,2 (110000/V3)/

(100/V3)

Рег.№ 61431-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

7

ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, ВЛ 110 кВ Зеленодольская-Серго 2

ТОГФ-110 КТ 0,2S 600/1 Рег.№61432-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

8

ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, КВЛ 35 кВ Зеленодольская-Фанера

ТОЛ-35 КТ 0,5S 150/1 Рег.№47959-16

НАМИ-35 КТ 0,5 35000/100 Рег.№ 60002-15

СЭТ-4ТМ.03М.16 КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-17

9

ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, КЛ 6 кВ ф. 102

ТОЛ-НТЗ КТ 0,5S 600/5 Рег.№69606-17

ЗНОЛП-ЭК КТ 0,5

(6000/V3)/(100/V3)

Рег.№ 68841-17

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-17

10

ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, КЛ 6 кВ ф.408

ТОЛ-НТЗ КТ 0,5S 600/5 Рег.№69606-17

ЗНОЛП-ЭК КТ 0,5

(6000/V3)/(100/V3)

Рег.№ 68841-17

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-17

11

ПС 220 кВ Зеленодольская имени 100-летия ТАССР, КЛ 6 кВ ф.305

ТОЛ-НТЗ КТ 0,5S 600/5 Рег.№69606-17

ЗНОЛП-ЭК КТ 0,5

(6000/V3)/(100/V3)

Рег.№ 68841-17

СЭТ-4ТМ.03М.01 КТ 0,5S/1,0 Рег.№36697-17

Продолжение таблицы 2_

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 УССВ на аналогичные утвержденного типа.

3    Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Предприятие-владелец АИИС КУЭ вносят изменения в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК

Вид

Метрологические характеристики

Номер ИК

измеряемой

электроэнергии

Границы основной погрешности, (5) %

Границы погрешности в рабочих условиях, (5) %

1

2

3

4

1-7

Активная

±0,6

±1,4

реактивная

±1,2

±2,1

8

Активная

±1,1

±2,9

реактивная

±2,8

±3,0

9-11

Активная

±1,2

±3,3

реактивная

±3,0

±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%

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

11

Нормальные условия:

параметры сети:

-    напряжение, % от ^ом

-    ток, % от ^ом

-    коэффициент мощности, cosф

-    частота, Гц

температура окружающей среды, °С

от 98 до 102 от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +21 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

-    напряжение, % от №ом

-    ток, % от !ном

-    коэффициент мощности, cosф

-    частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5инд до 0,8емк от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от -40 до +60

1

2

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

- 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

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 ИВК 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 ИВК:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчетчика;

-    промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    сервера БД;

-    защита информации на программном уровне;

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой

подписи);

-    установка пароля на счетчик;

-    установка пароля на сервер БД.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт.

Трансформаторы тока

ТОГФ-220

6

Трансформаторы тока

ТОГФ-110

15

Трансформаторы тока опорные

ТОЛ-35

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-НТЗ

9

Трансформаторы напряжения емкостные

НКДМ-220

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОГ-110

9

Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные

НАМИ-35

1

Трансформаторы напряжения заземляемые

ЗНОЛП-ЭК

9

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

11

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

1

Программное обеспечение

Пирамида 2.0

1

Методика поверки

МП.359117.10.2020

1

Формуляр

ПФ.359117.10.2020

1

Руководство по эксплуатации

РЭ.359117.10.2020

1

Сведения о методах измерений

приведены в РЭ.359117.10.2020. 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» ПЭС

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