Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Феррони Йошкар-Ола» (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 двухуровневую 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) и 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 с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, далее токи и напряжение, 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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, формирование и хранение поступающей информации, формирование отчетных документов с возможностью оформления.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется не реже одного раза в сутки. Корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождения.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится независимо от величины расхождения.
Журналы событий счетчиков и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Феррони Йошкар-Ола».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». 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.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcCli- ents.dll | CalcLeak age.dll | CalcLoss es.dll | Metrolo- gydll | ParseBin. dll | Par- seIEC.dll | Parse- Mod- 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 | b 1959ff7 0be1eb17 c83f7b0f 6d4a132f | d79874d1 0fc2b156 a0fdc27e 1ca480ac | 52e28d7b 608799bb 3ccea41b 548d2c83 | 6f557f88 5b737261 328cd778 05bd1ba7 | 48e73a92 83d1e664 94521f63 d00b0d9f | c391d642 71acf405 5bb2a4d3 fe1f8f48 | ecf53293 5ca1a3fd 3215049a f1fd979f | 530d9b01 26f7cdc2 3ecd814c 4eb7ca09 | 1ea5429b 261fb0e2 884f5b35 6a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Таблица 2 — Состав изме] | ительных каналов | (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характер | истики |
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | Сервер | Вид элек- тро- энергии | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | | Актив- | | |
| | ТП-643 10 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 1 | 0,4 кВ, 1 сш 0,4 кВ, | 1500/5 | — | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | |
| | яч.3 ввод-1 | Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С | | Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,6 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | | Актив- | | |
| | ТП-643 10 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 2 | 0,4 кВ, 2 сш 0,4 кВ, | 1500/5 | — | Кл.т. 0,5S/1,0 | | Сервер, | | | |
| | яч.6 ввод-2 | Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С | | Рег. № 64450-16 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | совместимый с | Реак тивная | 2,1 | 5,6 |
| | ЗТП-647 10 кВ, РУ- | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 | платформой х86- | Актив ная | 1,0 | 3,3 |
| 3 | 0,4 кВ, сш 0,4 кВ, | 1000/5 | — | Кл.т. 0,5S/1,0 | | х64 | | | |
| | яч. ввод | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,6 |
| | | Т-0,66 М У3 | | | | | Актив- | | |
| | РП-10 6 кВ, РУ-0,4 | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 4 | кВ, 1 сш 0,4 кВ, Р-7 | 2000/5 | — | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | |
| | ввод-1 | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | Т-0,66 М У3 | | | | | Актив- | | |
| | РП-10 6 кВ, РУ-0,4 | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 5 | кВ, 2 сш 0,4 кВ, Р- | 2000/5 | — | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | |
| | 17 ввод-2 | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2, 1 | 5, 6 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | | Актив- | | |
| | РП-10 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 сш 0,4 кВ, Р-3 | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 6 | 100/5 | — | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | |
| | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,6 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | | Актив- | | |
| 7 | РП-10 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 сш 0,4 кВ, Р-4 | Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | — | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Сервер, совместимый с | ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,6 |
| | РП-10 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 сш 0,4 кВ, Р-5 | | | ПСЧ-4ТМ.05МК.24 | платформой х86- | Актив ная | 1,0 | 3,3 |
| 8 | — | — | Кл.т. 1,0/2,0 | | х64 | | | |
| | | | Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2,0 | 6,2 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | | Актив- | | |
| | РП-10 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 сш 0,4 кВ, Р-6 | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 9 | 100/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2, 1 | 5, 6 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | | Актив- | | |
| | РП-10 6 кВ, РУ-0,4 | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 10 | кВ, 2 сш 0,4 кВ, Р- | 200/5 | — | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | |
| | 18 | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | | Актив- | | |
| | РП-10 6 кВ, РУ-0,4 | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 11 | кВ, 2 сш 0,4 кВ, Р- | 200/5 | — | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | |
| | 19 | Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2, 1 | 5, 6 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | | Актив- | | |
| | РП-10 6 кВ, РУ-0,4 | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 12 | кВ, 2 сш 0,4 кВ, Р- | 200/5 | — | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | | |
| | 20 | Рег. № 52667-13 | | Рег. № 64450-16 | | | Реак- | 2,1 | 5,6 |
| | | Фазы: А; В; С | | | | Сервер, совместимый с платформой х86-х64 | тивная | | |
| | РП-10 6 кВ, РУ-0,4 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 | УСВ-3 | Актив ная | 1,0 | 3,3 |
| 13 | кВ, 2 сш 0,4 кВ, Р-21 | 300/5 Рег. № 52667-13 Фазы: А; В; С | | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | Рег. № 64242-16 | Реак тивная | 2,1 | 5,6 |
| | | | | | | Актив- | | |
| | | | | ПСЧ-4ТМ.05МК.24 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 14 | РП-30 0,4 кВ, АВ-1 | | | Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2,0 | 6,2 |
| | | Т-0,66 У3 | | | | | Актив- | | |
| | | Кл.т. 0,5S | | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 | | | ная | 1,0 | 3,3 |
| 15 | ШР 0,4 кВ, АВ-2 | 150/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С | | Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | | | Реак тивная | 2, 1 | 5, 6 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ | в рабочих условиях относительно шкалы | ±5 с |
| времени UTC(SU) | | | | | | | |
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 ИК №№ 8, 14 для тока 5 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 2 % от 1ном; еоБф = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ 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 УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера 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.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 15 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 8, 14 для остальных ИК коэффициент мощности СОБф частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 5 до 120 от 1 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном для ИК №№ 8, 14 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Гц температура окружающей среды в месте расположения ТТ, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 1 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -15 до +30 от -15 до +30 от +19 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для УСВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 2 45000 2 70000 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации: | |
| для счетчиков: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| для сервера: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3, 5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться по электронной почте и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (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).
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 9 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 30 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 15 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | Сервер, совместимый с платформой х86-х64 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 64062613.02.116 ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Феррони Йошкар-Ола», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Феррони Йошкар-Ола»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
84533-22: Описание типа СИСкачать292.1 Кб