Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» ЧЭС (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, многоуровневую 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;
2-й уровень -устройство сбора и передачи данных (УСПД) и технические средства приема-передачи данных;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД), сервер баз данных (БД), устройства синхронизации системного времени (УССВ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0»
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов без учета коэффициентов трансформации, преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется преобразование измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление, хранение и передача накопленных данных по выбранному ИВК каналу связи (проводные линии, GSM канал, сеть Ethernet), на
верхний уровень системы.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача информации во внешние программно-аппаратные комплексы потребителей, сбытовых организаций, АИИС КУЭ смежных субъектов на оптовом и розничном рынке электроэнергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с регламентом.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе GPS/ГЛОНАСС-приемника сигналов точного времени типа УСВ-2 (Регистрационный № 41681-10), таймеры УСПД, сервера СД и счетчиков. Сравнение времени сервера СД ИВК с таймером приемника осуществляется 1 раз в час, синхронизация производится при расхождении показаний таймеров приемника и сервера СД на величину более ±1 с. Сервер СД осуществляет синхронизацию времени УСПД, а УСПД, в свою очередь, счетчиков, подключенных к УСПД. Сличение времени таймера сервера СД с временем таймеров УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки, корректировка времени сервером выполняется при достижении расхождения времени таймеров счетчиков и УСПД на величину ±1 с. Сличение времени таймеров счетчиков с временем УСПД осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем таймера УСПД ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД и сервера СД 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 2.0». 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 |
| Идентификационное наименование ПО | BinaryPackControls.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | EB19 84E0 072A CFE1 C797 269B 9DB1 5476 |
| Идентификационное наименование ПО | CheckDataIntegrity. dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | E021 CF9C 974D D7EA 9121 9B4D 4754 D5C7 |
| Идентификационное наименование ПО | ComIECFunctions.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | BE77 C565 5C4F 19F8 9A1B 4126 3A16 CE27 |
| Идентификационное наименование ПО | ComModbusFunctions.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | AB65 EF4B 617E 4F78 6CD8 7B4A 560F C917 |
| Идентификационное наименование ПО | ComStdFunctions.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | EC9A 8647 1F37 13E6 0C1D AD05 6CD6 E373 |
| Идентификационное наименование ПО | DateTimeProcessing.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | D1C2 6A2F 55C7 FECF F5CA F8B1 C056 FA4D |
| Идентификационное наименование ПО | SafeValuesDataUpdate.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | B674 0D34 19A3 BC1A 4276 3860 BB6F C8AB |
| Идентификационное наименование ПО | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | 61C1 445B B04C 7F9B B424 4D4A 085C 6A39 |
| Идентификационное наименование ПО | SummaryCheckCRC. dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | EFCC 55E9 1291 DA6F 8059 7932 3644 30D5 |
| Идентификационное наименование ПО | ValuesDataProcessing.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | - |
| Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | 013E 6FE1 081A 4CF0 C2DE 95F1 BB6E E645 |
| Алгоритм расчета цифрового идентификатора (контрольной суммы) ПО - MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2,3,4.
Таблица 2 - Состав ИК
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД |
| 1 | ПС 110/10 кВ Болгары, ВЛ 110 кВ Болгары-Матвеевка | TG 145-420 300/5 КТ 0,5 Рег.№15651-96 | ЗНГ 110000/100 КТ 0,5 Рег.№41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 2 | ПС 110/10 кВ Болгары, ВЛ 110 кВ Болгары-Матвеевка(резерв) | TG 145-420 300/5 КТ 0,5 Рег.№15651-96 | ЗНГ 110000/100 КТ 0,5 Рег.№41794-09 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 3 | ПС 100/35/6 кВ Каргали. Фидер 105. | ТЛО-10 3000/5 КТ 0,5S Рег.№25433-11 | TJP 4 6000/100 КТ 0,5 Рег.№45423-10 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 4 | ПС 100/35/6 кВ Каргали. Фидер 103. | ТОЛ-СЭЩ 1000/5 КТ 0,5 Рег.№51623-12 | TJP 4 6000/100 КТ 0,5 Рег.№45423-10 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 5 | ПС 100/35/6 кВ Каргали. Фидер 204. | ТОЛ-СЭЩ 1000/5 КТ 0,5 Рег.№51623-12 | TJP 4 6000/100 КТ 0,5 Рег.№45423-10 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 6 | ПС 100/35/6 кВ Каргали. Фидер 206. | ТЛО-10 3000/5 КТ 0,5S Рег.№25433-11 | TJP 4 6000/100 КТ 0,5 Рег.№45423-10 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 7 | ПС 110/35/10 кВ Нурлат, ВЛ 110 кВ Нурлат-Кошки | TG 145-420 600/5 КТ 0,2S Рег.№15651-96 | ЗНОГ-110 110000/100 КТ 0,2 Рег.№23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 8 | ПС 110/35/10 кВ Нурлат, ВЛ 110 кВ Нурлат-Кошки (Резервный) | TG 145-420 600/5 КТ 0,2S Рег.№15651-96 | ЗНОГ-110 110000/100 КТ 0,2 Рег.№23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 9 | ПС 110/35/10 кВ Нурлат, ВЛ 110 кВ Нурлат-Ч.Вершины | TG 145-420 600/5 КТ 0,2S Рег.№15651-96 | ЗНОГ-110 110000/100 КТ 0,2 Рег.№23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 10 | ПС 110/35/10 кВ Нурлат, ВЛ 110 кВ Нурлат-Ч.Вершины(резервный) | TG 145-420 600/5 КТ 0,2S Рег.№15651-96 | ЗНОГ-110 110000/100 КТ 0,2 Рег.№23894-12 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-08 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 11 | ПС 35/10 кВ Иске-Рязап, ВЛ 35 кВ Иске-Рязап-Тиинск | ТФН-35М 150/5 КТ 0,5 Рег.№3690-73 | ЗНОМ-35-65 35000/10 КТ 0,5 Рег.№912-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS-2803 Рег.№67864- 17 |
| 12 | ПС 35/10 кВ Иске-Рязап, ВЛ 35 кВ Иске-Рязап-Тиинск(резерв) | ТФН-35М 150/5 КТ 0,5 Рег.№3690-73 | ЗНОМ-35-65 35000/10 КТ 0,5 Рег.№912-70 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | ARIS-2803 Рег.№67864- 17 |
| 13 | ПС 35/10 кВ Синдряково , Фидер 06 | ТПЛ-10-М 100/5 КТ 0,5 Рег.№22192-03 | НАМИ-10 10000/100 КТ 0,2 Рег.№20186-00 | СЭТ-4ТМ.03М КТ 0,2S/0,5 Рег.№36697-12 | СИКОН С70 Рег.№28822-05 |
| 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 | Границы основной погрешности, (5) % | Границы погрешности в рабочих условиях, (5) % |
| 7, 8, 9, 10 | Активная | ±0,6 | ±1,4 |
| реактивная | ±1,2 | ±2,1 |
| 13 | Активная | ±0,9 | ±3,1 |
| реактивная | ±2,5 | ±4,6 |
| 1, 2, 4, 5, 11, 12 | Активная | ±1,1 | ±3,2 |
| реактивная | ±2,8 | ±4,7 |
| 3, 6 | Активная | ±1,1 | ±2,9 |
| реактивная | ±2,8 | ±3 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, |
| соответствующие вероятности Р=0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 % от 1ном Cos ф = 0,8инд., W2% |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 13 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности, СОБф | 0,9 |
| - частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности, СОБф | от 0,5инд до 0,8емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -40 до +60 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от -10 до +40 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 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. |
| Трансформаторы тока | TG 145-420 | 9 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТФН-35М | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ | 6 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОГ-110 | 6 |
| Трансформаторы напряжения элегазовые | ЗНГ | 3 |
| Трансформаторы напряжения | TJP 4 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОМ-35-65 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 9 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| Контроллеры многофункциональные | ARIS 28xx | 1 |
| Контроллеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 4 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | Пирамида 2.0 | 1 |
Лист № 8 Всего листов 9
| Методика поверки | МП.359118.10.2019 | 1 |
| Формуляр | ПФ.359118.10.2019 | 1 |
| Руководство по эксплуатации | РЭ.359118.10.2019 | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе РЭ.359118.10.2019. Часть 2. Раздел 4 «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ»
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Сетевая компания» ЧЭС
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
80896-21: Методика поверки МП.359118.10.2019Скачать960.2 Кб