Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» БЭС (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, 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 измерительную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), 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 каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных, сервер баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), программного обеспечения (ПО) «Пирамида» и автоматизированные рабочие места (АРМы).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика (без учета коэффициента трансформации) - активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством GSM/GPRS канала связи поступает в ИВК филиала, где производится сбор, хранение результатов измерений. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача полученной информации заинтересованным организациям.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), на основе GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2 и встроенного GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени в УСПД.
Сравнение времени сервера сбора данных ИВК с таймером приемника УСВ-2 осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника УСВ-2 и сервера сбора данных ИВК на величину более ±1 с. Синхронизация времени сервера сбора данных ИВК и сервера баз данных ИВК осуществляется по протоколу NTP с периодичностью 1 час, синхронизация производится при расхождении времени на величину более ±1 с.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2, таймеры сервера БД и счетчиков. Сравнение времени сервера БД ИВК с таймером приемника осуществляется ежесекундно, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника и сервера БД на величину более ±1 с. Сличение времени счетчика с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени более ±1,0 с.
Журналы событий счетчиков и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcClients.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLeakage.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f |
| Идентификационное наименование ПО | CalcLosses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac |
| Идентификационное наименование ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseBin.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 |
| Идентификационное наименование ПО | ParseIEC.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f |
| Идентификационное наименование ПО | ParseModbus.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 |
| Идентификационное наименование ПО | ParsePiramida.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f |
| Идентификационное наименование ПО | SynchroNSI.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | VerifyTime.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2,3,4.
Таблица 2 - Состав ИК
| Ном ер ИК | Наименование ИК, диспетчерское наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-02 | ТВК-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№8913-82 | НАМИТ-10-2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№18178-99 | Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 2 | ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-08 | ТПЛ-10 КТ0.5 Ктт=100/5 Рег.№1276-59 | НАМИТ-10-2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№18178-99 | Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 3 | ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-19 | ТПЛМ-10 КТ0.5 Ктт=100/5 Рег.№2363-68 | НАМИТ-10-2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№18178-99 | Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 4 | ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-01 | ТОЛ-10 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№38395-08 | НАМИТ-10-2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-08 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 5 | ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-10 | ТОЛ-10 КТ0.5 Ктт=600/5 Рег.№38395-08 | НАМИТ-10-2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-08 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 6 | ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-14 | ТПЛ-10 КТ0.5 Ктт=400/5 Рег.№1276-59 | НТМИ-6-66 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ0^/0.5 Рег.№36697-08 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 7 | ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-07 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=800/5 Рег.№2473-69 | НАМИТ-10-2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-08 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 8 | ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-11 | ТВК-10 КТ0.5 Ктт=300/5 Рег.№8913-82 | НАМИТ-10-2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М КТ0^/0.5 Рег.№36697-08 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 9 | ПС 110 кВ Нефтемаш, ВЛ 6 кВ ф.42-12 | ТЛМ-10 КТ0.5 Ктт=800/5 Рег.№2473-69 | НАМИТ-10-2 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№18178-99 | СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-08 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 10 | ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-02 | ТПЛ-10с КТ0.5s Ктт=300/5 Рег.№29390-05 | НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-08 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 11 | ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-13 | ТПЛ-10с КТ0.5s Ктт=1000/5 Рег.№29390-05 | НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ0^/0.5 Рег.№36697-08 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 12 | ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-08 | ТПЛ-10с КТ0.5s Ктт=1000/5 Рег.№29390-05 | НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07 | СЭТ-4ТМ.03М КТ0.2s/0.5 Рег.№36697-08 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 13 | ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-04 | ТПЛ-10с КТ0.5s Ктт=600/5 Рег.№29390-05 | НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07 | Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 14 | ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-10 | ТПЛ-10с КТ0.5s Ктт=300/5 Рег.№29390-05 | НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 15 | ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-12 | ТПЛ-10с КТ0.5s Ктт=300/5 Рег.№29390-05 | НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07 | Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 16 | ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-14 | ТПЛ-10с КТ0.5s Ктт=300/5 Рег.№29390-05 | НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 17 | ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-15 | ТПЛ-10с КТ0.5s Ктт=600/5 Рег.№29390-05 | НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07 | Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 18 | ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-16 | ТПЛ-10с КТ0.5s Ктт=300/5 Рег.№29390-05 | НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07 | Меркурий 230 КТ0.5s/1.0 Рег.№23345-03 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 19 | ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-17 | ТПЛ-10с КТ0.5s Ктт=300/5 Рег.№29390-05 | НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07 | Меркурий 230 КТ0^/1.0 Рег.№23345-03 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 20 | ПС 110 кВ Восточная, ВЛ 6 кВ ф.78-19 | ТПЛ-10с КТ0.5s Ктт=300/5 Рег.№29390-05 | НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07 | Меркурий 234 КТ0.5s/1.0 Рег.№48266-11 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 21 | ПС 110 кВ Восточная, В 6 кВ Т-1 | ТПОЛ-10У3 КТ0.5 Ктт=1500/5 Рег.№51178-12 | НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07 | Меркурий 234 КТ0^/1.0 Рег.№48266-11 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 22 | ПС 110 кВ Восточная, В 6 кВ Т-2 | ТПОЛ-10У3 КТ0.5 Ктт=1500/5 Рег.№51178-12 | НАМИТ-10 КТ0.5 Ктн=6000/100 Рег.№16687-07 | Меркурий 234 КТ0^/1.0 Рег.№48266-11 | ИКМ- Пирамида Рег.№45270- 10 |
| 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 УСПД и УССВ на аналогичные утвержденного типа.. 3 Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Предприятие-владелец АИИС КУЭ вносят изменения в эксплуатационные документы. Акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики |
| Номер ИК | Г раницы основной погрешности, (±5) % | Г раницы погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| | Активная | ±1,1 | ±3,2 |
| 4-9. | | | |
| | реактивная | ±2,8 | ±4,7 |
| | Активная | ±1,1 | ±2,9 |
| 10-12. | | | |
| | реактивная | ±2,8 | ±3 |
| | Активная | ±1,2 | ±3,5 |
| 1-3, 21, 22. | | | |
| | реактивная | ±3 | ±4,9 |
| | Активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 13-20. | | | |
| | реактивная | ±3 | ±3,4 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, |
| соответствующие вероятности Р= | =0,95. | |
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 22 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, СОБф - частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от Ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности, СОБф - частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5инд до 0,8емк от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от -40 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000 2 35000 2 70000 1 |
| Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее - при отключении питания, лет, не менее сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 85 10 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клемников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера БД;
- защита информации на программном уровне;
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой
подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10с | 22 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10У3 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТВК-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 9 |
| Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 234 | 5 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 8 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Комплексы информационно-вычислительные | ИКМ-Пирамида | 1 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2000 | 1 |
| Методика поверки | МП.359111.07.2018 | 1 |
| Формуляр | ПФ.359111.07.2018 | 1 |
| Руководство по эксплуатации | РЭ.359111.07.2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП.359111.07.2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» БЭС. Методика поверки», утверждённому ФБУ «ЦСМ Татарстан» «29» июня 2018 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики Меркурий 230 по документу АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 230. Приложение Г. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;
- Счетчики Меркурий 234 по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии трехфазные статические Меркурий 234. Приложение Г. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2011 г.;
- Счетчики электрической энергии многофункциональные «СЭТ-4ТМ.03М по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ - «Счетчики электрической энергии многофункциональные «СЭТ-4ТМ.03М. Методика поверки», согласованной руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2007 г.;
- Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 по документу ИЛГШ.411152.087 РЭ1 «Счетчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные СЭТ-4ТМ.03. Раздел. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001г.
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» БЭС.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» БЭС
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
73148-18: Методика поверки МП.359111.07.2018Скачать1.1 Мб