Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ПАО «Красноярскэнергосбыт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии потребленной за установленные интервалы времени в точках поставки зарегистрированных за ПАО «Красноярскэнергосбыт» на оптовом рынке электроэнергии и мощности, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (TH), измерительные трансформаторы тока (ТТ), 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 ИВК, сервер баз данных БД, устройство синхронизации времени УСВ-2, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида-2000».
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;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Далее данные со счетчиков с помощью каналообразующей аппаратуры передаются на
уровень ИВК. Каналообразующая аппаратура состоит из GSM модемов с поддержкой передачи данных по CSD и GPRS каналам местных операторов GSM-сети и сети Интернет.
На верхнем уровне системы выполняется сбор данных со счетчиков электроэнергии и дальнейшая обработка измерительной информации, в частности:
- вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и
TH;
- хранение поступающей информации и результатов измерений на сервере БД;
- визуальный просмотр результатов измерений из БД, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер ИВК также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Формирование и передача данных прочим участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности за электронной цифровой подписью в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ осуществляется сервером ИВК по коммутируемым телефонным линиям, каналу связи Internet через интернет-провайдера или сотовой связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации по сигналам точного времени от системы глобального позиционирования GPS используется приемник сигналов точного времени УСВ-2. Время сервера ИВК синхронизировано с временем УСВ-2, синхронизация осуществляется при расхождении показания часов УСВ-2 и сервера ИВК на 1 с. Сервер ИВК осуществляет синхронизацию времени серверу БД и счетчикам. При каждом опросе счетчика происходит сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера ИВК, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера ИВК ± 2 с.
Журналы событий счетчиков, сервера ИВК 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.
Заводской номер 1 указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии ПАО «Красноярскэнергосбыт».
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке или в эксплуатационную документацию.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида-2000». Программное обеспечение имеет защиту от непреднамеренных и преднамеренных изменений, соответствующую уровню «высокий» по 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 | ПО «Пирамида-2000» |
| Наименование программного модуля ПО | Metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 2678684584 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2,3,4.
| Таблица 2 - Состав И | К |
| Номер и наименование ИК | ТТ | TH | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ПС №39 "Учум" 110/35/10 кВ С-327 | ТФЗМ 110Б-ГУ 100/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 26422-04 | НАМИ-110 УХЛ1 110000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 24218-03 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-12 | |
| 2 | ПС "Красный Хутор", ТП- 715 яч.3 | ТПЛ-СВЭЛ-10-2 30/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 70109-17 | НАМИТ-10 10000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 16687-07 | Меркурий 234 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 48266-11 | |
| 3 | ПС "Никитино", ТП-718, Т-73, фидер 0,4 кВ | ТТЭ-А 100/5 Кл.т. 0,5S Рег.№ 67761-17 | Не используется | Меркурий 234 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | |
| 4 | ПС «Ирбинская вв.1Т 6кВ | ТПШЛ-10 2000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 1423-60 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | УСВ-2 Рег.№ 41681-09 HP ProLiant DL360Gen6 |
| 5 | ПС «Ирбинская вв.2Т 6кВ | ТПШЛ-10 2000/5 Кл.т. 0,5 Рег.№ 1423-60 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 36697-08 | |
| 6 | ПС «Ергаки» ВЛ Д-46 | TG 245 600/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 15651-06 | CPB 245 220000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 15853-06 | Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-06 | |
| 7 | ПС «Ергаки» ВЛ Д-48 | TG 245 600/5 Кл.т. 0,2S Рег.№ 15651-06 | CPB 245 220000/100 Кл.т. 0,2 Рег.№ 15853-06 | Альфа А1800 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег.№ 31857-06 | |
| Примечания: 1 . Допускается замена ТТ, TH 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. 2 . Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. 3 . 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. |
аблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| I % от 1ном | | ИК № 1 | ИК № 2 | ИК № 3 |
| cos ф | 3woA, % | 5woF, % | Sw^ % | SW, % | SwoA, % | 5woF, % | Swa % | SW, % | SwoA ,% | Swo^ % | Sw^ % | SW, % |
| 2 | 0,50 | | | | | | | | | ±4,7 | ±2,6 | ±5,9 | ±5,9 |
| 2 | 0,80 | | | | | | | | | ±2,6 | ±4,0 | ±4,5 | ±6,7 |
| 2 | 0,87 | | | | | | | | | ±2,3 | ±4,9 | ±4,3 | ±7,2 |
| 2 | 1,00 | | | | | | | | | ±1,8 | | ±4,0 | |
| 5 | 0,50 | ±5,4 | ±2,9 | ±6,5 | ±6,1 | ±5,4 | ±2,7 | ±5,9 | ±4,5 | ±2,8 | ±2,0 | ±4,6 | ±5,8 |
| 5 | 0,80 | ±3,0 | ±4,5 | ±4,7 | ±7,0 | ±2,9 | ±4,4 | ±3,8 | ±5,7 | ±1,7 | ±2,7 | ±4,0 | ±6,0 |
| 5 | 0,87 | ±2,6 | ±5,5 | ±4,5 | ±7,7 | ±2,5 | ±5,6 | ±3,5 | ±6,7 | ±1,6 | ±3,1 | ±4,0 | ±6,2 |
| 5 | 1,00 | ±1,8 | | ±2,8 | | ±1,8 | | ±3,1 | | ±1,0 | | ±2,4 | |
| 20 | 0,50 | ±2,9 | ±1,7 | ±4,6 | ±5,6 | ±3,0 | ±1,8 | ±4,8 | ±5,0 | ±2,1 | ±1,3 | ±4,1 | ±5,5 |
| 20 | 0,80 | ±1,6 | ±2,4 | ±3,9 | ±5,9 | ±1,7 | ±2,6 | ±4,1 | ±5,3 | ±1,1 | ±1,8 | ±3,8 | ±5,7 |
| 20 | 0,87 | ±1,4 | ±2,9 | ±3,9 | ±6,1 | ±1,5 | ±3,2 | ±4,0 | ±5,6 | ±1,0 | ±2,1 | ±3,8 | ±5,8 |
| 20 | 1,00 | ±1,1 | | ±2,4 | | ±1,2 | | ±3,9 | | ±0,8 | | ±2,3 | |
| 100,120 | 0,50 | ±2,2 | ±1,4 | ±4,1 | ±5,6 | ±2,2 | ±1,5 | ±4,4 | ±4,9 | ±2,1 | ±1,3 | ±4,1 | ±5,5 |
| 100,120 | 0,80 | ±1,2 | ±1,9 | ±3,8 | ±5,7 | ±1,3 | ±2,1 | ±4,0 | ±5,1 | ±1,1 | ±1,8 | ±3,8 | ±5,7 |
| 100,120 | 0,87 | ±1,1 | ±2,2 | ±3,8 | ±5,8 | ±1,2 | ±2,5 | ±4,0 | ±5,3 | ±1,0 | ±2,1 | ±3,8 | ±5,8 |
| 100,120 | 1,00 | ±0,9 | | ±2,3 | | ±1,0 | | ±3,9 | | ±0,8 | | ±2,3 | |
| I % от 1ном | cos ф | ИК № 4, 5 | ИК № | Г2 6, 7 |
| 5woA ,% | 5woF, % | Sw^ % | SW, % | 5woA,% | s ©\ о , | Sw^ % | SW, % |
| 2 | 0,50 | | | | | ±2,0 | ±1,5 | ±2,2 | ±2,9 |
| 2 | 0,80 | | | | | ±1,3 | ±2,0 | ±1,6 | ±3,1 |
| 2 | 0,87 | | | | | ±1,2 | ±2,3 | ±1,5 | ±3,3 |
| 2 | 1,00 | | | | | ±1,1 | | ±1,4 | |
| 5 | 0,50 | ±5,4 | ±2,7 | ±5,9 | ±4,5 | ±1,3 | ±1,3 | ±1,4 | ±2,7 |
| 5 | 0,80 | ±2,9 | ±4,4 | ±3,8 | ±5,7 | ±0,9 | ±1,4 | ±1,1 | ±2,8 |
| 5 | 0,87 | ±2,5 | ±5,6 | ±3,5 | ±6,7 | ±0,8 | ±1,6 | ±1,1 | ±2,9 |
| 5 | 1,00 | ±1,8 | | ±3,1 | | ±0,8 | | ±1,0 | |
| 20 | 0,50 | ±3,0 | ±1,8 | ±4,8 | ±5,0 | ±0,9 | ±0,8 | ±1,8 | ±3,9 |
| 20 | 0,80 | ±1,7 | ±2,6 | ±4,1 | ±5,3 | ±0,6 | ±1,0 | ±1,7 | ±3,9 |
| 20 | 0,87 | ±1,5 | ±3,2 | ±4,0 | ±5,6 | ±0,6 | ±1,1 | ±1,7 | ±3,9 |
| 20 | 1,00 | ±1,2 | | ±3,9 | | ±0,5 | | ±1,6 | |
| 100,120 | 0,50 | ±2,2 | ±1,5 | ±4,4 | ±4,9 | ±0,9 | ±0,8 | ±1,8 | ±3,9 |
| 100,120 | 0,80 | ±1,3 | ±2,1 | ±4,0 | ±5,1 | ±0,6 | ±1,0 | ±1,7 | ±3,9 |
| 100,120 | 0,87 | ±1,2 | ±2,5 | ±4,0 | ±5,3 | ±0,6 | ±1,1 | ±1,7 | ±3,9 |
| 100,120 | 1,00 | ±1,0 | | ±3,9 | | ±0,5 | | ±1,6 | |
| Пределы допускаемых значений поправки часов, входящих в СОЕВ относительно шкалы времени UTC, ± 5 с |
Продолжение таблицы 3_
В таблице использованы обозначения:
5WoA - доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении активной электрической энергии при вероятности Р=0,95;
5WoP - доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении реактивной электрической энергии при вероятности Р=0,95;
5WA - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95;
5WP - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95._
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 7 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uh0m | от 98 до 102 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Рабочие условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uh0m | от 90 до 110 |
| - температура окружающей среды для ТТ и TH, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | от -45 до +40 |
| электросчетчиков | |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | 100 |
| направлениях, сутки, не менее | |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- 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;
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер ИВК;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра РЭМ.17.4.23.06.Ф0 «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ПАО «Красноярскэнергосбыт».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип, модификация, обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 110Б-ГУ | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-СВЭЛ-10-2 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТТЭ-А | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПШЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | TG 245 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-110УХЛ1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | CPB 245 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счетчики | Меркурий 234 | 2 |
| Счетчики | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Счетчики | Альфа А1800 | 2 |
| ИВК | HP ProLiant DL360Gen6 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| ПО | Пирамида-2000 | 1 |
| Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ПАО «Красноярскэнергосбыт». Формуляр | РЭМ.17.4.23.06.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Красноярскэнергосбыт», аттестованной ООО «МетроСервис», Уникальный номер записи № RA.RU.311779 в Реестре аккредитованных лиц в области обеспечения единства измерений Росаккредитации
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ПАО «Красноярскэнергосбыт»
ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
74740-19: Методика поверкиСкачать13.3 Мб