Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «СААЗ» (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 трехуровневую 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), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ПАО «МРСК Центра и Приволжья» филиала «Рязаньэнерго» на базе ИВК «ИКМ-Пирамида» с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», сервер АО «СААЗ» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройства синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированное рабочее место (АРМ), АРМ энергосбытовой организации, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения 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 выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование, хранение и передача полученных данных на сервер ПАО «МРСК Центра и Приволжья» филиала «Рязаньэнерго», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На сервере ПАО «МРСК Центра и Приволжья» филиала Рязаньэнерго» осуществляется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
От сервера ПАО «МРСК Центра и Приволжья» филиала «Рязаньэнерго» информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на сервер АО «СААЗ», где осуществляется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера АО «СААЗ» информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на АРМ энергосбытовой организации.
Передача информации от АРМ энергосбытовой организации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной подписи субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы серверов и УСВ. Сравнение показаний часов сервера АО «СААЗ» с соответствующим УСВ осуществляется не реже одного раза в час. Корректировка часов сервера АО «СААЗ» производится при расхождении с УСВ на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов сервера ПАО «МРСК Центра и Приволжья» филиала «Рязаньэнерго» с соответствующим УСВ осуществляется не реже одного раза в час. Корректировка часов сервера ПАО «МРСК Центра и Приволжья» филиала «Рязаньэнерго» производится независимо от величины расхождений. Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера ПАО «МРСК Центра и Приволжья» филиала «Рязаньэнерго» осуществляется каждый час, корректировка часов УСПД производится при расхождении на величину более ±2 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется один раз в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД, серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» и ПО «Пирамида 2000».
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2000» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «АльфаЦЕНТР» (сервер АО «СААЗ»), ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.10 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Продолжение таблицы 1
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида 2000» (сервер ПАО «МРСК Центра и Приволжья» филиала «Рязаньэнерго») |
| CalcClien ts.dll | CalcLeak age.dll | CalcLoss es.dll | Metrology. dll | ParseBin. dll | ParseIEC. dll | ParseMod bus.dll | ParsePira mida.dll | Synchro NSI.dll | Verify- Time.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0 b1b21906 5d63da94 9114dae4 | b1959ff70 be1eb17c 83f7b0f6d 4a132f | d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac | 52e28d7b6 08799bb3c cea41b548 d2c83 | 6f557f885 b7372613 28cd7780 5bd1ba7 | 48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f | c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 | ecf532935 ca1a3fd32 15049af1f d979f | 530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 | 1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| Но ме р ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | УСВ | ИВК/ Сервер | Вид элек- тро- энер гии | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| | | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | | | | | Ак- | | |
| | ПС 110/35/6 кВ | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 | | | | тивная | 1,3 | 3,3 |
| 1 | «Секирино» | 300/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | | |
| | ЗРУ-6 кВ ф. № 5 | Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 27779-04 | | | | Реак тивная | 2,5 | 5,4 |
| | | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | | | | ИВК «ИКМ-Пирамида» Рег. № 29484-05 HPE ProLiant DL20 Gen10 | Ак- | | |
| | ПС 110/35/6 кВ | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 | | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | тивная | 1,3 | 3,3 |
| 2 | «Секирино» ЗРУ-6 кВ ф. № 7 | 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | Реак тивная | 2,5 | 5,4 |
| 3 | ПС 110/35/6 кВ «Секирино» ЗРУ-6 кВ ф. № 43 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Ак тивная Реак- | 1,3 2,5 | 3.3 5.4 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| | ПС 110/35/6 кВ «Секирино» ЗРУ-6 кВ ф. № 10 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 | | | Ак тивная | 1,3 | 3,3 |
| 4 | 600/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Рег. № 2473-69 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 27779-04 | | | | Реак- | 2,5 | 5,4 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| | ПС 110/35/6 кВ «Секирино» ЗРУ-6 кВ ф. № 17 | ТЛМ-10 | НТМИ-6-66 | | | | | Ак- | | |
| 5 | Кл.т. 0,5 200/5 | Кл.т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | тивная | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № 2473-69 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 27779-04 | | | | Реак- | 2,5 | 5,4 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| | ПС 110/35/6 кВ «Секирино» ЗРУ-6 кВ ф. № 19 | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | | | | | Ак- | | |
| | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 | | | | тивная | 1,3 | 3,3 |
| 6 | 200/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Рег. № 1276-59 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 27779-04 | | | | Реак- | 2,5 | 5,4 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| 7 | ПС 110/35/6 кВ «Секирино» ЗРУ-6 кВ ф. № 41 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 2473-69 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-1 Рег. № 28716-05 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Рег. № 29484-05 HPE ProLiant DL20 Gen10 | Ак тивная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3.3 5.4 |
| 8 | ПС 110/35/6 кВ «Секирино» ЗРУ-6 кВ ф. № 44 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 600/5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 | ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Ак тивная | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № 2473-69 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 27779-04 | | Реак- | 2,5 | 5,4 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | тивная | | |
| | ПС 110/35/6 кВ «Секирино» ЗРУ-6 кВ ф. № 45 | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | | | | Ак- | | |
| | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 | | | | тивная | 1,3 | 3,3 |
| 9 | 400/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Рег. № 1276-59 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 27779-04 | | | | Реак- | 2,5 | 5,4 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| | ПС 110/35/6 кВ «Секирино» ЗРУ-6 кВ ф. № 47 | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | | | | | Ак- | | |
| | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05 | | | | тивная | 1,3 | 3,3 |
| 10 | 300/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Рег. № 1276-59 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 27779-04 | | | | Реак- | 2,5 | 5,4 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 11 | ПС 110/35/6 кВ «Секирино» ЗРУ-6 кВ ф. № 51 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 27779-04 | СИКОН С1 Рег. № 15236-03 | УСВ-1 Рег. № 28716-05 УСВ-3 Рег. № 64242-16 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Рег. № 29484-05 HPE ProLiant DL20 | Ак тивная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3.3 5.4 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±5 с. | | | | Gen10 | | | |
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 тока 5 % от !ном; cosj = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Допускается замена УСПД, УСВ, ИВК «ИКМ-Пирамида» на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 11 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cos9 | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД и | |
| счетчиков, °С | от 0 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С | от +10 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ-1: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ-3: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера HPE ProLiant: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| для ИВК «ИКМ-Пирамида»: | |
| 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 | 56 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для 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 | 10 |
| 1 | 2 |
| для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания серверов и УСПД 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 счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (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.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 14 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 8 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05 | 11 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С1 | 1 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-1 | 1 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер АО «СААЗ» | HPE ProLiant DL20 Gen 10 | 1 |
| Комплексы информационно-вычислительные | ИВК «ИКМ-Пирамида» | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-229-2020 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 12.2019. СААЗ-АУ.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-229-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «СААЗ». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 24.01.2020 г. Основные средства поверки:
- в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «СААЗ», свидетельство об аттестации № 261/RA.RU.312078/2020.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «СААЗ»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
77715-20: Методика поверки МП ЭПР-229-2020Скачать12.0 Мб