Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РУСЭНЕРГОТЕХ" ПС №142 110/10 кВ
- ООО "Техпроминжиниринг", г.Красноярск
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:89590-23
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОТЕХ» ПС №142 110/10 кВ (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ состоит из следующих уровней:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее -счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0».
ИИК, ИВК, технические средства приема-передачи данных и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи 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 код. 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. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчика с привязкой к шкале времени UTC(SU). Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти события, такие как коррекция часов счетчиков, включение и выключение счетчиков, включение и выключение резервного питания счетчиков, открытие и закрытие защитной крышки и другие. События сохраняются в журнале событий также с привязкой к шкале времени UTC(SU).
ИВК включает в себя:
- сервер баз данных с установленным программным обеспечением для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений;
- технические средства приёма-передачи данных.
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- формирование отчетных документов;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на уровень ИИК;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов в форматах, принимаемых к обмену данными коммерческого учета на оптовом рынке электроэнергии и мощности, и заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
посредством интерфейса RS-485 и GSM-коммуникатора С-1.02 для передачи данных от счетчиков до уровня ИВК;
п осредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
п осредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. ИВК получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от устройства синхронизации времени УСВ-3 (рег. № 84823-22). При автоматическом выполнении задания на коррекцию времени счетчиков (не менее одного раза в сутки по расписанию), ИВК определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает заданную допустимую величину (не более 5 с) ИВК формирует команду коррекции времени (синхронизации). Журналы событий счетчиков и ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено, возможность пломбирования АИИС КУЭ отсутствует. Заводской номер в виде цифро-буквенного обозначения нанесен на информационную табличку, расположенную на корпусе сервера ИВК, методом шелкографии. Заводской номер 1.
Программное обеспечение
В состав ИВК входит программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2.0» установленное на серверах ИВК, осуществляет обработку, организацию учета и хранения результатов измерений электрической энергии, а также их отображение и передачу в автоматическом режиме в виде макетов XML 80020 или аналогов.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения ИВК приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | BinaryPackControls.dll |
| CheckDataIntegrity.dll | |
| ComZECFunctions.dll | |
| ComStdFunctions.dll | |
| ComModbusFunctions.dll | |
| DateTimeProcessing.dll | |
| SafeValuesDataUpdate.dll | |
| SimpleVerifyDataStatuses.dll | |
| SummaryCheckCRC .dll | |
| ValuesDataProcessing.dll | |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 8.3 |
| Цифровой идентификатор ПО (Алгоритм вычисления цифрового идентификатора MD5) | EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9D81 5476 |
| EO21 CF9C 974D D7EA 9121 984D 4754 D5C7 | |
| BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 | |
| AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 | |
| EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 | |
| D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D | |
| B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB | |
| 61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 | |
| EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 | |
| 013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ____________________________________________
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | ПС №142 110/10 кВ РУ 10кВ Яч. 3 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/v3:100/v3 Рег. № 47583-11 | Меркурий 234 ARTM00 PB.G Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 48266-11 | HP ProLiant DL360p Gen8; УСВ-3, рег. № 84823-22 |
| 2 | ПС №142 110/10 кВ РУ 10кВ Яч. 6 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 1500/5 Рег. № 25433-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/v3:100/v3 Рег. № 47583-11 | Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 75755-19 | |
| 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 таблицах 3 и 4 метрологических характеристик. 2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
| ИК №№ | cos ф | I5< I изм<1 20 | I20< I изм<1 100 | I100< I изм <I 120 | |||
| 6wqA % | 6wgP % | 6w0A % | 6woP % | 6woA % | 6woP % | ||
| 1, 2 | 0,50 | ±5,5 | ±3,0 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,5 |
| 0,80 | ±3,0 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,6 | ±1,4 | ±2,1 | |
| 0,87 | ±2,7 | ±5,6 | ±1,5 | ±3,1 | ±1,2 | ±2,4 | |
| 1,00 | ±1,8 | - | ±1,2 | - | ±1,0 | - | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
| ИК №№ | cos ф | I5< I изм<1 20 | I20< I изм<1 100 | I100< I изм <I 120 | |||
| 6woA % | 6woP % | 6woA % | 6woP % | 6woA % | 6woP % | ||
| 1, 2 | 0,50 | ±5,7 | ±4,0 | ±3,3 | ±3,2 | ±2,6 | ±3,1 |
| 0,80 | ±3,3 | ±5,3 | ±2,2 | ±3,7 | ±1,9 | ±3,4 | |
| 0,87 | ±3,0 | ±6,2 | ±2,0 | ±4,1 | ±1,8 | ±3,6 | |
| 1,00 | ±2,0 | - | ±1,4 | - | ±1,3 | - | |
Продолжение таблицы 4_________________________________________________________
Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с_________________________________________________________
Примечание:
I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ;
I20 — сила тока 20% относительно номинального тока ТТ;
I100 — сила тока 100% относительно номинального тока ТТ;
I120 — сила тока 120% относительно номинального тока ТТ;
1изм — силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ;
Swqa — доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии;
6wqP — доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии;
6wa — доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения;
6wp — доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности
Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения.
Таблица 5 — Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 2 |
| Нормальные условия: - сила тока, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха для счетчиков, °С | от 5 до 120 от 99 до 101 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - сила тока, % от 1ном - напряжение, % от ином - коэффициент мощности cos ф температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера | от 5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. от -40 до +40 от 0 до +40 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 180000 |
Продолжение таблицы 5
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервный сервер с установленным специализированным ПО;
- резервирование каналов связи между уровнями ИИК и ИВК и между ИВК и внешними системами субъектов ОРЭМ, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ.
Регистрация событий:
- счётчика, с фиксированием событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
- ИВК, с фиксированием событий:
- даты начала регистрации измерений;
- перерывы электропитания;
- программные и аппаратные перезапуски;
- установка и корректировка времени;
- переход на летнее/зимнее время;
- нарушение защиты ИВК;
- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и соответствующего интервала времени.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер ИВК.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист формуляра 86619795.422231.183.ФО
«Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОТЕХ» ПС №142 110/10 кВ.Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 6 |
| Счетчики | Меркурий 234 ARTM00 PB.G | 1 |
| Счетчики | Меркурий 234 ARTM2-00 PBR.G | 1 |
| СОЕВ | УСВ-3 | 1 |
| ПО ИВК | Пирамида 2.0 | 1 |
| Формуляр | 86619795.422231.183.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОТЕХ» ПС №142 110/10 кВ». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311735.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 22261-94 Межгосударственный стандарт. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания.