Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" (5-я очередь)
- ООО "НЕОВАТТ", г. Псков
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:89348-23
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» (5-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), 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 (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-2, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Первичные фазные 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 микропроцессором счетчика вычисляются усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Счетчики ИК №№ 5, 6 по цепям тока и напряжения, счетчики ИК №№ 3, 4, 7 по цепям напряжения подключаются по бестрансформаторной схеме подключения.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер верхнего, второго уровня системы, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
Передача информации производится через удаленный АРМ субъекта ОРЭМ или с сервера БД верхнего уровня системы 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 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня настоящей системы по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet.
Сервер АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС.
УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера. Сличение шкалы времени сервера и меток времени УСВ происходит с цикличностью один раз в 15 минут. Коррекция шкалы времени сервера осуществляется вне зависимости от наличия расхождения со шкалой времени УСВ. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC (SU) при синхронизации времени от встроенного приёмника ГЛОНАСС/GPS - ± 10 мкс.
Сличение шкалы времени счетчиков и шкалы времени сервера осуществляется во время сеанса связи сервера со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени счетчиков осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени сервера более чем на ±1 с.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера.
Маркировка заводского номера и даты выпуска АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на корпусе сервера ИВК, типографическим способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре.
Заводской номер АИИС КУЭ 001.
Нанесение знака поверки АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. 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».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида 2000» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 3.0 |
| Наименование программного модуля ПО | CalcClients.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Наименование программного модуля ПО | CalcLeakage.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Наименование программного модуля ПО | CalcLosses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac |
| Наименование программного модуля ПО | Metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Наименование программного модуля ПО | ParseBin.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Наименование программного модуля ПО | ParseIEC.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Наименование программного модуля ПО | ParseModbus.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | c391d64271acf4055bb2a4d3fe 1f8f48 |
| Наименование программного модуля ПО | ParsePiramida.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Наименование программного модуля ПО | SynchroNSLdll |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| Наименование программного модуля ПО | VerifyTime.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ТП-184 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 4 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S Ктт 75/5 Рег. № 15128-07 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 51593-18 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,9 ±6,2 |
| 2 | ТП-184 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 7 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5S Ктт 75/5 Рег. № 15128-07 | ЗНОЛ.06 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 3344-08 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 51593-18 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,9 ±6,2 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 3 | ТП-73 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 2 | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 71031-18 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 51593-18 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,8 ±6,2 |
| 4 | ТП-73 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. 9 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 51593-18 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,8 ±6,2 | |
| 5 | ТП-73 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ АВР | - | - | СЭБ-1ТМ.03Т.02 Кл. т. 1/2 Рег. № 75679-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±3,5 ±7,0 | |
| 6 | ТП-73 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ АВР | - | - | СЭБ-1ТМ.03Т.02 Кл. т. 1/2 Рег. № 75679-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±3,5 ±7,0 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 7 | ТП-73 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ жилой дом Петрова 2 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 51593-18 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,8 ±6,2 |
| 8 | ВЛ-10 кВ № 23, отпайка ВЛ-10 кВ № 23, опора № б/н, в сторону КТП-ТРЕНД 10 кВ, ПКУ-10 кВ | ТОЛ-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 69606-17 | ЗНОЛП-10 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/^3/100/^3 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл. т. 0,5S/1 Рег. № 51593-18 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,5 ±6,0 |
Продолжение таблицы 2
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
| Примечания 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд !=0,02(0,05)-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1-8 от -10 до +35 °C. 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. 5 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов. 6 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть | |
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД.01, ПСЧ-4ТМ.05МД.05 | 165000 |
| для счетчика СЭБ-1ТМ.03Т.02 | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ: - среднее время наработки на отказ не менее, ч | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| Сервер: - 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- 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
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип/Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 4 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-10 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.О5МД.О1 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.О5МД.О5 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭБ-1ТМ.ОЗТ.О2 | 2 |
| Наименование | Тип/Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | 1 |
| Паспорт-Формуляр | НЭСК.411711.004.ЭД.ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электроэнергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» (5-я очередь), аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312236 от 20.07.2017.
Нормативные документы
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 Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».