Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, хранения и обработки данных об измерениях активной и реактивной электроэнергии, полученных от смежных АИИС КУЭ, 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 точек учета (ИИК ТУ), 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;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2000», автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации времени (УСВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы 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 соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи поступает на СБД. СБД при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение поступающей информации, оформление отчетных документов и последующую передачу информации всем заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Обмен данными между АИИС КУЭ утвержденного типа, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде, и АИИС КУЭ ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК» производится по электронной почте через сеть Internet в виде макетов XML формата.
Наименования смежных АИИС КУЭ, с которыми взаимодействует АИИС КУЭ ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК», приведены в Таблице 1.
Таблица 1
| Номер | Наименование средств измерений утвержденного типа | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде |
| 1 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ГМС Насосы» | 46352-10 |
| 2 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ОАО «Ливнынасос» | 46526-11 |
Передача информации от СБД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной подписи 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 СБД 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 СБД с УСВ осуществляется один раз в час. Корректировка часов СБД осуществляется один раз в час независимо от величины расхождения показания часов СБД и УСВ.
Сравнение показаний часов счетчиков и СБД происходит один раз в сутки, корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и СБД более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и СБД 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 268, указывается в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», метрологически значимая часть которого указана в таблице 2. ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО «Пирамида 2000» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | e55712d0b1b219065d63 da949114dae4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | d79874d 10fc2b 156a0fdc27e 1 ca480ac |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | c3 91 d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 3.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 4. Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 5.
Таблица 3 — Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Состав ИК | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | Котельная № 1, РУ-6 кВ, яч. 3 | ТПЛК-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 2306-05 | НАМИТ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-97 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07 | IBM System x3250 M5 УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Активная Реактивная |
| 2 | Котельная № 1, РУ-6 кВ, яч. 8 | ТПЛК-10 кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 2306-05 | НТМИ-6 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактивная |
| 3 | Котельная № 2, РУ-6 кВ № 2, яч. 5 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59 | НАМИТ-10 кл.т. 0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-97 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактивная |
| 4 | Котельная № 2, РУ-6 кВ № 2, яч. 8 | ТЛП-10 кл.т. 0,5S Ктт = 400/5 Рег. № 30709-11 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактивная |
| 5 | Котельная № 2, РУ-6 кВ № 2, яч. 3 | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59 | НАМИТ-10 кл.т.0,5 Ктн = 6000/100 Рег. № 16687-97 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т.0,58/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактивная |
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 УСВ на аналогичное утвержденного типа.
3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % |
| I1(2)< I изм< I 5 % | I5 %< I изм< I 20 % | I 20 %< I изм< I 100 % | I100 %< I изм< I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1-3, 5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,58) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,8 | ±1,9 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 |
| Номер ИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % |
| I1(2)< I изм< I 5 % | I5 %< I изм< I 20 % | I 20 %< I изм< I 100 % | I100 %< I изм< I 120 % |
| 1-3, 5 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | ±7,2 | ±4,0 | ±3,1 |
| 0,8 | - | ±5,2 | ±3,1 | ±2,6 |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,7 | ±2,3 |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,3 | ±2,1 |
| 4 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±6,7 | ±5,0 | ±4,2 | ±4,2 |
| 0,8 | ±6,6 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,8 |
| 0,7 | ±6,6 | ±4,0 | ±3,6 | ±3,6 |
| 0,5 | ±6,6 | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИ условиях относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с. | С КУЭ в рабочих |
| Примечания: 1 Погрешность измерений 51(2)%р и 5i(2)%q для cosф=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 51(2)%р и 5i(2)%q для созф<1,0 нормируется от 12%. 2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин. 3 В качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. |
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 5 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от !ном для ИК № 4 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Г ц температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 1 до 120 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от I юм для ИК № 4 для остальных ИК коэффициент мощности cosф частота, Г ц | от 90 до 110 от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от +5 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +5 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +21 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 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 в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика и сервера следующих событий:
- фактов параметрирования;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (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 6.
| Таблица 6 — Комплектность АИИС | КУЭ |
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТПЛК-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 5 |
| Сервер | IBM System x3250 M5 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.268 ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) и входящих в группу точек поставки на ОРЭМ и являющихся группой малых присоединений измерительных комплексов (ИК) ООО «Квадра-Энергосбыт» по объекту ООО «Воронежская ТСК», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений ФР.1.34.2014.18716.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
