Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО) «Пирамида 2000», а так же устройство синхронизации времени (далее - УСВ) УСВ-1.
Измерительные каналы 1-4 (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ (ИИК, ИВКЭ, ИВК), каналы 5, 6 состояти из двух уровней АИИС КУЭ (ИИК, ИВК).
Первичные 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 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИВКЭ и ИВК, уровень ИИК синхронизируется от СОЕВ сетевой организации. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ± 1 с. Устройство синхронизации времени обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени приемника более чем на ± 1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов УСПД и времени приемника не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии не ниже 3.0, 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».
Идентификационные данные
Значение
| Общий мо |
Модуль | дуль, со |
вычисле | держащий |
ния зна | функции, |
чений | используе |
энергии | мые при |
потерь в | вычислени |
линиях и | ях различ |
транс | ных значе |
формато | ний и про |
рах | верке точ |
Cal- | ности вы |
cLosses.dl | числений |
l | Metrol- |
| ogy.dll |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации Syn-chroNSI.dll
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида ParsePira-mida.dll
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени Veri-fyTime.dll
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета CalcCli-ents.dll
Модуль
расчета
небаланса
энер-
гии/мощн
ости
CalcLeak-
age.dll
Идентификационное наименование ПО
Модуль | Модуль | Модуль |
обработки | обработки | обработки |
значений | значений | значений |
физиче | физических | физиче |
ских вели | величин, | ских вели |
чин, пере | передавае | чин, пере |
даваемых | мых по | даваемых |
в бинар | протоколам | по прото |
ном про | семейства | колу Mod- |
токоле | МЭК | bus |
Parse- | Par- | ParseMod- |
Bin.dll | seIEC.dll | bus.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО
3
e55712d0b1
b219065d63
da949114da
e4
b1959ff70
be1eb17c
83f7b0f6d
4a132f
d79874d1
0fc2b156a
0fdc27e1c
a480ac
52e28d7b60
8799bb3ccea
41b548d2c8
3
6f557f885b
737261328
cd77805bd
1ba7
c391d6427
1acf4055bb
2a4d3fe1f8f
48
1ea5429b2
61fb0e288
4f5b356a1
d1e75
48e73a9283
d1e6649452
1f63d00b0d
9f
Цифровой
идентификатор
ПО
ecf532935ca
1a3fd32150
49af1fd979f
530d9b0126f
7cdc23ecd81
4c4eb7ca09
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
MD5
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» 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
Порядковый номер | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
Наименование объекта и номер ИК | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Вид электроэнергии | Основная по-грешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| ПС 110/6 кВ Пи- | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S | НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 782 | A1802RALX- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01294064 | СИКОН | активная | ±1,1 | ±3,0 |
1 | вовар ЗРУ-6кВ 1с.ш. яч 103 | 1500/5 Зав. № 13871; Зав. № 16197 | С70 Зав. № 1967 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
| ПС 110/6 кВ Пи- | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5S | НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 936 | A1802RALX- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01294065 | СИКОН | активная | ±1,1 | ±3,0 |
2 | вовар ЗРУ-6кВ 2с.ш. яч 203 | 1500/5 Зав. № 16264; Зав. № 15601 | С70 Зав. № 1967 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
| ПС 110/6 кВ Пи- | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 | НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 948 | A1802RALX- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01294062 | СИКОН | активная | ±1,1 | ±3,0 |
3 | вовар ЗРУ-6кВ 3с.ш. яч 304 | 1500/5 Зав. № 15622; Зав. № 15625 | С70 Зав. № 1967 | реактивная | ±2,7 | ±4,8 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
4 | ПС 110/6 кВ Пивовар ЗРУ-6кВ 4с.ш. яч 404 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 1500/5 Зав. № 16170; Зав. № 16206 | НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 929 | A1802RALX- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 01294063 | СИКОН С70 Зав. № 1967 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
5 | ПС 110/6 кВ «Восточная» ЗРУ-6кВ, 1с.ш., яч. №1Б | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2S 100/5 Зав. № 05848-13; Зав. № 05843-13; Зав. № 05854-13 | НАМИ- 10-95УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 228 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812122723 | - | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,8 |
6 | ПС 110/6 кВ «Восточная» ЗРУ-6кВ, 4с.ш., яч. №50 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,2S 100/5 Зав. № 05853-13; Зав. № 05847-13; Зав. № 05846-13 | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1196 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 0812121711 | - | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,6 ±2,8 |
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. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота - (50 ± 0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ и ТН - от плюс 15 до плюс 35 °С; счетчиков - от плюс 21 до плюс 25 °С; УСПД - от плюс 10 до плюс 30 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
а) для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
б) для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии A1802RALХ-Р4GB-DW-4 от минус 40 до плюс 65 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
в) для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 6 от 0 до плюс 40 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик A1802RALХ-Р4GB-DW-4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | № Г осреестра | Количество, шт. |
Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 32139-06 | 8 |
Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 51623-12 | 6 |
Трансформатор напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 20186-05 | 4 |
Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 16687-07 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALХ- Р4GB-DW-4 | 31857-11 | 4 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-12 | 2 |
Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С70 | 28822-05 | 1 |
Программное обеспечение | «Пирамида 2000» | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
Руководство по эксплуатации | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 62512-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков A1802RALХ-Р4GB-DW-4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по документу «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ-3000. Методика поверки. ПБКМ.421459 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до -100%, дискретность 0,1%.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с Приказом Минпромторга России № 1815 от 2 июля 2015 г. «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ПАО «Мордовская энергосбытовая компания», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Мордовская энергосбытовая компания»
1 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.