Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Чувашская энергосбытовая компания"
- ОАО "Чувашская энергосбытовая компания", г.Чебоксары
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:92226-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Чувашская энергосбытовая компания» предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, а также автоматизированного сбора, хранения, обработки и передачи информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), 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 АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на второй - верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации, передача данных в организации -участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи 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 с использованием электронно-цифровой подписи.
Сервер АИИС КУЭ обеспечивает в автоматизированном режиме прием/передачу измерительной информации от АИИС КУЭ третьих лиц и смежных субъектов ОРЭМ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, в виде макетов XML, а также в иных согласованных форматах в соответствии с регламентами ОРЭМ посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы (ИИК, ИВК). СОЕВ включает в себя часы сервера АИИС КУЭ, УССВ и счетчиков. В качестве УССВ используется радиосервер точного времени РСТВ-01-01, который синхронизирует собственную шкалу времени с национальной шкалой времени UTC(SU) по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS, получаемым от встроенного приемника сигналов ГНСС ГЛОНАСС/GPS.
Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ осуществляется РСТВ-01-01. Коррекция часов сервера АИИС КУЭ происходит при расхождении часов сервера и времени РСТВ-01-01 более чем на ±0,5 с.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет синхронизацию времени счетчиков. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера АИИС КУЭ происходит не реже 1 раза в сутки. Коррекция осуществляется при расхождении показаний на величину более чем ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера АИИС КУЭ отражают факты коррекции времени с указанием времени (включая секунды) коррекции указанных устройств, величины коррекции корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер 001 средства измерений указывается в паспорте-формуляре. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2.0». ПО «Пирамида 2.0» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Пирамида 2.0 Пром» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 10.8 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcClients.dll) | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcLeakage.dll) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, CalcLosses.dll) | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
| 1 | 2 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, Metrology.dll) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParseBin.dll) | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParseIEC.dll) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParseModbus.dll) | c391d64271acf4055bb2a4d3fe 1f8f48 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ParsePiramida.dll) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, SynchroNSLdll) | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, VerifyTime.dll) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Уровень защиты ПО от преднамеренных и непреднамеренных изменений «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| 1 | ПС ЯМЗ 110/35/10 кВ, I СШ 10 кВ, яч.55 | ТФЗМ-35А-У1 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 3690-73 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 | ТЕ3000.02 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
| 2 | ПС ЯМЗ 110/35/10 кВ, II СШ 10 кВ, яч.56 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 | ТЕ3000.02 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | |
| 3 | ПС ЯМЗ 110/35/10 кВ, Ввод 0,4 ТСН-2 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Рег. № 36382-07 | - | ТЕ3000.06.12 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| 4 | ПС 110 кВ Кокшайск, 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ Кабельная-Кокшайск участок Уржумка-Кокшайск | ф. А, С ТФЗМ-110Б-1У1 ф. В ТФЗМ 110Б-1 Кл. т. 0,5 600/5 ф. А, С Рег. № 2793-71 ф. В Рег. № 26420-04 | НКФ-110-57 У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 14205-94 | ТЕ3000.02.12 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
| 5 | ПС 110 кВ Уржумка, 1 СШ 6 кВ, яч.3, ВЛ 6 кВ Уржумка - Черное Озеро | ТОЛ-СЭЩ Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 51623-12 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 | ТЕ3000.02.12 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | |
| 6 | ПС 110 кВ Сидельниково, ввод 6 кВ Т1 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 2473-69 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Рег. № 11094-87 | ТЕ3000.02.12 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | |
| 7 | ПС 110 кВ Сидельниково, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 50/5 Рег. № 22656-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| 8 | ПС 110 кВ Россия, 1 СШ 10 кВ, яч.15 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-69 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-13 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 | РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
| 9 | ПС 110 кВ Россия, 2 СШ 10 кВ, яч.14 | ТЛМ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Рег. № 2473-69 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 | ТЕ3000.02.12 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | |
| 10 | ПС 110 кВ Россия, ввод 0,23 кВ ТСН-1 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Рег. № 36382-07 | - | ТЕ3000.06 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | |
| 11 | ПС 110 кВ Россия, ввод 0,23 кВ ТСН-2 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 200/5 Рег. № 36382-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| 12 | ПС 110 кВ Сундырь, 1 СШ 10 кВ, яч.15 | ф. А, С ТЛК ф. В ТЛК-10 Кл. т. 0,5 1000/5 ф. А, С Рег. № 42683-09 ф. В Рег. № 9143-06 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 | ТЕ3000.02.12 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
| 13 | ПС 110 кВ Сундырь, 2 СШ 10 кВ, яч.18 | ф. А, С ТЛК ф. В ТЛК-10 Кл. т. 0,5 1000/5 ф. А, С Рег. № 42683-09 ф. В Рег. № 9143-06 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 | ТЕ3000.02 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | |
| 14 | ПС 110 кВ Сундырь, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 22656-02 | - | ТЕ3000.06.12 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | |
| 15 | ПС 110 кВ Сундырь, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 22656-02 | - | ТЕ3000.06 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| 16 | ПС 110 кВ Сундырь, 2 СШ 10 кВ, яч.10, ВЛ 10 кВ №28 Дружба | ТЛК10 Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 | ТЕ3000.02 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
| 17 | ПС 110 кВ Сундырь, 2 СШ 10 кВ, яч.12, ВЛ 10 кВ №26 Сила | ТЛК10 Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 9143-83 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 10000/100 Рег. № 11094-87 | ТЕ3000.02 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | |
| 18 | ПС 110 кВ Катраси, 1 СШ 110 кВ, яч.3, ВЛ 110 кВ Катраси -Еласы I цепь | ТФНД-110М Кл. т. 0,5 150/5 Рег. № 2793-71 | НКФА Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 49583-12 | ТЕ3000.02.12 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | |
| 19 | ПС 110 кВ Катраси, 2 СШ 110 кВ, яч.4, ВЛ 110 кВ Катраси -Еласы II цепь | ТФНД-110М Кл. т. 0,5 150/5 Рег. № 2793-71 | НКФА Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 49583-12 | ТЕ3000.02 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |
| 20 | ПС 110 кВ Северная, РУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч.12, 2 КЛ 6 кВ | ТЛК10-5 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 9143-01 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-00 | ТЕ3000.02.12 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12 |
| 21 | ПС 110 кВ Северная, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.45, 2 КЛ 6 кВ | ТЛК10-5 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 9143-01 | НАМИ-10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Рег. № 20186-05 | ТЕ3000.02.12 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 77036-19 | |
| Примечания: 1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. 2 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 3 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденных типов. 4 Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности, (±6), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), % |
| 1, 2, 4, 5, 20, 21 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 5,5 2,9 |
| 3, 7, 10, 11, 14, 15 | Активная Реактивная | 0,8 1,9 | 5,3 2,8 |
| 6, 9, 12, 13, 16-19 | Активная Реактивная | 0,9 2,0 | 5,4 2,8 |
| 8 | Активная Реактивная | 1,1 2,3 | 5,5 2,8 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | ||
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электрической энергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 21 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 21 до 25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности ras<p - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С - температура окружающей среды в месте расположения УССВ, °С - температура окружающей среды для сервера, °С | от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от -40 до +65 от -40 до +60 от +15 до +35 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых компонентов: Электросчетчики ТЕ3000 (рег. № 77036-19), СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-17): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 2 |
| Электросчетчики СЭТ-4ТМ.03 (рег. № 27524-04): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 0,5 |
| Радиосервер точного времени РСТВ-01 (рег. № 40586-12): - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| ИВК: - коэффициент готовности, не менее | 0,99 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| ИВК: - хранение результатов измерений, состояний средств измерений (функция автоматизирована), лет, не менее | 3,5 |
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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- изменение значений результатов измерений;
- изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
- факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
- пропадание питания;
- замена счетчика;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера АИИС КУЭ;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер АИИС КУЭ.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра на систему АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-35А-У1 | 2 |
| Трансформатор тока проходной с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 16 |
| Трансформатор тока измерительный | ТФЗМ-110Б-1У1 | 2 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-1 | 1 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛК | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛК-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛК10 | 4 |
| Трансформатор тока измерительный | ТФНД-110М | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛК10-5 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 У1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 2 |
| Трансформатор напряжения антирезонансный трехфазный | НАМИ-10-95УХЛ2 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НКФА | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ | ТЕ3000.02 | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ | ТЕ3000.06.12 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ | ТЕ3000.02.12 | 8 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный - измеритель ПКЭ | ТЕ3000.06 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03 | 1 |
| Радиосервер точного времени | РСТВ-01 | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2.0 | 1 |
| Формуляр | ЧЭСК.151123.021 ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Чувашская энергосбытовая компания», аттестованном ООО «Энергокомплекс», г. Москва, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312235.
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».