Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Барсучковской МГЭС (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни: первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер Барсучковской МГЭС (сервер АИИС КУЭ), устройство синхронизации времени (УСВ) ИСС-2.7, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
измерение 30-минутных приращений активной, реактивной электроэнергии и времени; периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин) во всех ИК;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИК, а также сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной, рассчитанной и замещенной информации и т.д.) и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
прием и обработка данных от смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений и данных о состоянии соответствующих средств измерений);
ввод в ручном режиме показаний и (или) профилей мощности с интервалом интегрирования 30 мин от приборов учета электроэнергии, не включенных в АИИС КУЭ;
формирование интегральных актов электроэнергии и актов учета перетоков электроэнергии;
формирование и передача результатов измерений и информации о состоянии средств измерений в виде макетов 80020, 80030, 80040, 51070, а также в иных форматах в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным и прочим заинтересованным организациям;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Величины первичных токов и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электроэнергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на сервер АИИС КУЭ, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос счетчиков выполняется по резервному каналу связи.
С уровня ИВК происходит отправка результатов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», смежным и прочим заинтересованным организациям в виде макетов 80020, 80030, а также в иных форматах XML, посредством электронной почты с использованием электронно-цифровой подписи.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы счетчиков, УСВ, сервера АИИС КУЭ. В качестве УСВ используется ИСС-2.7 со встроенным ГЛОНАСС/GPS приемником.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и ИСС-2.7 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и ИСС-2.7 осуществляется при любом минимальном расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и ИСС-2.7.
Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ, происходит при каждом сеансе связи. Синхронизация времени часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ±2 с.
Журналы событий счетчиков и сервера АИИС КУЭ отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и(или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Сервер АИИС КУЭ |
| Наименование ПО | ПО «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 3.0 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | b 1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a132f |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b 156a0fdc27e 1ca480ac |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | c391d64271acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Уровень защиты ПО «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| 1 | Наименование ИК | Состав ИК АИИС КУЭ |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | Барсучковская МГЭС, ГГ-1 | ТОЛ-НТЗ-10-61 300/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-ЭК 6300/V3/100/V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Сервер АИИС КУЭ УСВ ИСС-2.7 Рег.№ 71235-18 |
| 2 | Барсучковская МГЭС, ГГ-2 | ТОЛ-НТЗ-10-61 300/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-ЭК 6300/V3/100/V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 3 | Барсучковская МГЭС, ГГ-3 | ТОЛ-НТЗ-10-61 300/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-ЭК 6300/V3/100/V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 4 | Барсучковская МГЭС, ТСН-1 | ТОЛ-НТЗ-10-61 100/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-ЭК 6300/V3/100/V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 5 | Барсучковская МГЭС, ТСН-2 | ТОЛ-НТЗ-10-11 100/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-ЭК 6300/V3/100/V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 6 | Барсучковская МГЭС, Ввод Т-1 | ТОЛ-НТЗ-10-61 1000/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-ЭК 6300/V3/100/V3 Кл.т. 0,2 Рег. № 68841-17 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| 7 | Барсучковская МГЭС, ВЛ 35 кВ Барсучковская МГЭС - ГЭС-4 | ТОЛ-СВЭЛ-35 III 200/5 Кл.т. 0,2S Рег. № 70106-17 | НАМИ-35 35000/100 Кл.т. 0,2 Рег. № 60002-15 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 |
| Примечания: 1 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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСВ на аналогичное утвержденного типа. 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 неотъемлемая часть. 4 Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №). |
| Номер ИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях применения АИИС КУЭ (5), % |
| I 2 Тл к W м < I 5 % 6х | I 5 % л I и W < I 2 0 % 6х | I 2 0 % < I и W м < I 0 0 % 6х | I100 %< ^змЛ I 120 % |
| 1 - 7 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,2S | 1,0 | ±1,2 | ±0,8 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,9 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,8 | ±0,8 |
| 0,8 | ±1,4 | ±1,0 | ±0,9 | ±0,9 |
| 0,7 | ±1,6 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,5 | ±2,1 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| Номер ИК | sin9 | Пределы допу измерении реа применения АИ | скаемой относительной погрешности ИК при ктивной электроэнергии в рабочих условиях ЛС КУЭ (5), % |
| I 2 %< 1изм< I 5 % | I5 %< 1изм< I 20 % | I 20 %< 1изм< I 100 % | I100 %< ^змЛ I 120 % |
| 1 - 7 ТТ - 0,2S; ТН - 0,2; Счетчик - 0,5 | 0,44 | ±2,9 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,6 | ±2,5 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,71 | ±2,4 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,87 | ±2,2 | ±2,1 | ±1,7 | ±1,7 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны пределы относительной погрешности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном частота, Гц коэффициент мощности СОБф температура окружающей среды, °С относительная влажность воздуха при +25°С, % | от 98 до 102 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +15 до +25 от 30 до 80 |
| Рабочие условия применения: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, ИСС-2.7, °С относительная влажность воздуха при +25°С, % | от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +5 до +35 от 75 до 98 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| ИСС-2.7: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 125000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03М: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Тип | Количество |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ-10-61 | 15 шт. |
| ТОЛ-НТЗ-10-11 | 3 шт. |
| ТОЛ-СВЭЛ-35 III | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК | 15 шт. |
| НАМИ-35 | 1 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 7 шт. |
| Устройство синхронизации времени | ИСС-2.7 | 1 шт. |
| Сервер АИИС КУЭ | - | 1 шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Специализированное программное обеспечение | ПО «Пирамида-2000» | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-7672-500-2020 | 1 экз. |
| Паспорт-формуляр | ГЛЦИ.656453.315.001- АТХ.2.3.01.ФО | 1 экз. |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Барсучковской МГЭС». Аттестована ФБУ «Ростест-Москва», регистрационный номер RA.RU 311703 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ 8.129-2013 ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений времени и частоты
80992-21: Методика поверки РТ-МП-7672-500-2020Скачать7.0 Мб