Номер по Госреестру СИ: 59284-14
59284-14 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края" для электроснабжения городских электросетей в границах города Крымск (АИИС КУЭ ОАО "НЭСК" для ГТП "Крымск")
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Крымск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Крымск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeak-age.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17 c83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b737261 328cd77805bd1ba7 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseMod- bus.dll |
3 |
c391d64271acf405 5bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePira-mida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f |
MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNSI.dl l |
3 |
530d9b0126f7cdc2 3ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e2 884f5b356a1d1e75 |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 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.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типаЗнак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Крымск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск») типографским способом.
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Крымск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск»), аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Крымск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 59284-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Крымск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2014 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»;
-
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124.124 РЭ, согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» «10» сентября 2004 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.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
-
- контроллеров СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1», утвержденному ВНИИМС в 2005 году;
-
- УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-
-
1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.2004 г.;
-
- УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-
-
2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 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 %.
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «Техносоюз»(ООО «Техносоюз»)
Юридический адрес: 105122, г. Москва, Щелковское шоссе, д. 9
E-mail: info@t-souz.ru
www.t-souz.ru
Заявитель
Общество с ограниченной ответственностью «Энергостандарт»
(ООО «Энергостандарт»)
Юридический адрес: 123056 г. Москва, ул. Большая Грузинская, д. 42
Почтовый адрес: 115114, г. Москва, ул. Дербеневская, д.1 стр.2.
Тел.: 8(495) 640-96-09
E-mail: info@en-st.ru
Испытательный центр
Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы»
(ФГУП «ВНИИМС»)
Адрес: 119631, г. Москва, ул.Озерная, д.46
Тел/факс: (495)437-55-77 / 437-56-66
E-mail: office@vniims.ru, www.vniims.ru
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-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83 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 - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 05357, Зав.№ 01636, Зав.№ 05532, Зав.№ 05571) (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 663, Зав.№ 631, Зав.№ 647) и УСВ-2 (Зав.№ 1262), программное обеспечение (далее -ПО).
-
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск» и ЦСОД ОАО «НЭСК».
ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1043), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1624), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
Лист № 2
Всего листов 11 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.
Для ИК № 3-7, 11 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: ИК № 3 на вход контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05357), для ИК № 4 на вход контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01636), для ИК № 5-7 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05532), для ИК № 11 на вход контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05571), 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 по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН С70 устройствам. Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН С70 передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на преобразователь МОХА ТСС-1001, после чего сигнал передаётся на GSM-коммуникаторы, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, контроллеры СИКОН С70 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника (или ГЛОНАСС/GPS для УСВ-2). Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC для УСВ-2 не более ±10 мкс. Сервер БД, установленный в ЦСОД ОАО «НЭСК», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сервер опроса ИВКЭ, установленный в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск», периодически сравнивает свое системное время со временем в
Лист № 3 Всего листов 11 УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Время часов контроллеров СИКОН С70 синхронизировано со временем соответствующих УСВ-1 и УСВ-2, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК №1, 2, 8-10, 12, 13) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 1, 2, 8-10, 12, 13) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от ИВК до счетчиков электрической энергии и от контроллеров СИКОН С70 до счетчиков реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллера СИКОН С70 и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
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 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-СЭЩ-10 |
32139-11 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТЛМ-10 |
2473-69 |
6 |
Трансформаторы тока |
ТОЛ-10-1 |
15128-07 |
2 |
Трансформаторы тока измерительные |
ТВЛМ-10 |
1856-63 |
4 |
Трансформаторы тока |
Т-0,66 |
29482-07 |
12 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 |
35956-07 |
6 |
Трансформаторы напряжения |
ЗНОЛПМ |
35505-07 |
3 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-10-66 |
831-69 |
2 |
Трансформаторы напряжения |
НТМИ-6-66 |
2611-70 |
2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03М |
36697-12 |
7 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные |
СЭТ-4ТМ.03 |
27524-04 |
6 |
Контроллеры сетевые индустриальные |
СИКОН С70 |
28822-05 |
4 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-1 |
28716-05 |
5 |
Устройство синхронизации времени |
УСВ-2 |
41681-10 |
1 |
Методика поверки |
— |
— |
1 |
Формуляр |
— |
— |
1 |
Руководство по эксплуатации |
— |
— |
1 |
2- й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70 (Зав.№ 05357, Зав.№ 01636, Зав.№ 05532, Зав.№ 05571) (далее - контроллер СИКОН С70), каналообразующую аппаратуру, устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав.№ 663, Зав.№ 631, Зав.№ 647) и УСВ-2 (Зав.№ 1262), программное обеспечение (далее -ПО).
3- й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из двух центров сбора и обработки информации - ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск» и ЦСОД ОАО «НЭСК».
ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск» включает в себя сервер опроса ИВКЭ и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1043), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
ЦСОД ОАО «НЭСК» включает в себя серверы для организации и обслуживания локальной вычислительной сети предприятия, в том числе сервер базы данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 1624), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на
Лист № 2
Всего листов 11 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.
Для ИК № 3-7, 11 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы контроллеров СИКОН С70: ИК № 3 на вход контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05357), для ИК № 4 на вход контроллера СИКОН С70 (Зав. № 01636), для ИК № 5-7 на входы контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05532), для ИК № 11 на вход контроллера СИКОН С70 (Зав. № 05571), 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 по основному и резервному каналам сотовой связи стандарта GSM, а также отображение информации по подключенным к контроллерам СИКОН С70 устройствам. Далее, по запросу ИВК, контроллеры СИКОН С70 передают запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на преобразователь МОХА ТСС-1001, после чего сигнал передаётся на GSM-коммуникаторы, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Из сервера базы данных ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск», информация о результатах измерений активной и реактивной электроэнергии и «журналы событий» передаются в Центр сбора и обработки данных ОАО «НЭСК» (ЦСОД ОАО «НЭСК»).
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, контроллеры СИКОН С70 и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени УСВ-1 и УСВ-2, синхронизирующими часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника (или ГЛОНАСС/GPS для УСВ-2). Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени UTC для УСВ-1 не более ±0,5 с. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц по сигналам от встроенного приемника ГЛОНАСС/GPS к шкале координированного времени UTC для УСВ-2 не более ±10 мкс. Сервер БД, установленный в ЦСОД ОАО «НЭСК», периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сервер опроса ИВКЭ, установленный в ИВК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск», периодически сравнивает свое системное время со временем в
Лист № 3 Всего листов 11 УСВ-1. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Время часов контроллеров СИКОН С70 синхронизировано со временем соответствующих УСВ-1 и УСВ-2, сличение ежеминутное, погрешность синхронизации не более ±0,1 с. Сравнение показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК №1, 2, 8-10, 12, 13) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и контроллеров СИКОН С70 (или ИВК для ИК № 1, 2, 8-10, 12, 13) ±2 с, но не чаще 1 раза в сутки. Передача информации от ИВК до счетчиков электрической энергии и от контроллеров СИКОН С70 до счетчиков реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, контроллера СИКОН С70 и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечениеВ АИИС КУЭ ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» для электроснабжения городских электросетей в границах города Крымск (АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск») используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения |
Идентификационное наименование программного обеспечения |
Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета |
CalcClients.dll |
3 |
e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 |
MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности |
CalcLeak-age.dll |
3 |
b1959ff70be1eb17 c83f7b0f6d4a132f |
MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах |
CalcLosses.dll |
3 |
d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac |
MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений |
Metrology.dll |
3 |
52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 |
MD5 |
Продолжение таблицы 1
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе |
ParseBin.dll |
3 |
6f557f885b737261 328cd77805bd1ba7 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК |
ParseIEC.dll |
3 |
48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus |
ParseMod- bus.dll |
3 |
c391d64271acf405 5bb2a4d3fe1f8f48 |
MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида |
ParsePira-mida.dll |
3 |
ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f |
MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации |
SynchroNSI.dl l |
3 |
530d9b0126f7cdc2 3ecd814c4eb7ca09 |
MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени |
VerifyTime.dll |
3 |
1ea5429b261fb0e2 884f5b356a1d1e75 |
MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 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.
Состав 1-го, 2-го и 3-го уровня измерительных каналов и их метрологические характе-
ристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровня ИК АИИС КУЭ ОАО «НЭСК» для ГТП «Крымск» и их основные метрологические характеристики
Но мер ИК |
Номер точки измерений на однолинейной схеме |
Наименование объекта |
Измерительные компоненты |
Вид электро-энергии |
Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ |
ТН |
Счетчик |
ИВК (ИВКЭ) |
Основная по-грешность, % |
Погрешность в рабочих условиях, % | ||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ПС 220/110/35/6 кВ «Крымская» | |||||||||
1 |
1 |
Яч. «К-13» |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 300/5 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,2 6000:^3/100:^3 Зав. № 01297-11 Зав. № 01296-11 Зав. № 01298-11 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 |
Ак тивная |
±1,1 |
±3,4 | |
Зав. № 32043-11 Зав. № 32087-11 |
Зав. № 0802145249 |
HP DL 380 G5 Зав. № CZC648 3FL0 |
Реак тивная |
±2,2 |
±5,9 | ||||
2 |
2 |
Яч. «К-2» |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 600/5 |
ЗНОЛПМ-6 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 3001976 Зав. № 3001729 Зав. № 4000064 |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 0,5S/1,0 |
Ак тивная |
±1,3 |
±3,6 | |
Зав. № 42852-13 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 06510-12 |
0812137777 |
тивная | |||||||
ПС 110/10 кВ «Крымская птицефабрика» | |||||||||
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 8466 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 |
СИКОН С70 Зав. № 05357 |
Ак тивная |
±1,3 |
±3,5 | |||
3 |
3 |
Яч. «КП-2» |
200/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 4225 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±5,8 | |||||
Зав. № 4224 |
0110062104 |
тивная | |||||||
ПС 110/6 кВ «Пролетарская» | |||||||||
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2161 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 |
СИКОН С70 Зав. № 01636 |
Ак тивная |
±1,3 |
±3,5 | |||
4 |
4 |
Яч. «ПР-1» |
300/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 2375 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±5,8 | |||||
Зав. № 0686 |
0110062054 |
тивная | |||||||
ПС 35/10 кВ «Нижне-Баканская» | |||||||||
ТОЛ-10-1 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № ТХКА |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Кл.т. 0,5S |
4ТМ.03М.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,6 | |||||
5 |
5 |
Яч. «БК-1» |
100/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 41372 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 41371 |
0804142011 |
тивная | |||||||
ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № ТХКА |
СЭТ- 4ТМ.03М.01 |
СИКОН С70 Зав. № 05532 |
Ак тивная |
±1,3 |
±3,5 | |||
6 |
6 |
Яч. «БК-3» |
200/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 90520 Зав. № 90531 |
Зав. № 0804141737 |
Реак тивная |
±2,5 |
±6,0 | |||||
ТВЛМ-10 |
НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № ТХКА |
СЭТ- |
Ак- | ||||||
Кл.т. 0,5 |
4ТМ.03М.01 |
тивная |
±1,3 |
±3,5 | |||||
7 |
7 |
Яч. «БК-5» |
100/5 |
0,5S/1,0 | |||||
Зав. № 34962 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±6,0 | |||||
Зав. № 2171 |
0804142028 |
тивная |
Продолжение таблицы 2
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
ГКТП-501 | |||||||||
Т-0,66 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 04052624 Зав. № 04052625 Зав. № 04052626 |
СЭТ- |
HP DL |
Ак- | ||||||
ГКТП-501- |
4ТМ.03М.09 |
380 G5 |
тивная |
±1,0 |
±3,4 | ||||
8 |
8 |
К5 6/0,4кВ |
— |
0,5S/1,0 Зав. № |
Зав. № CZC648 |
Реак- |
±2,1 |
±5,9 | |
0806140594 |
3FL0 |
тивная | |||||||
КТП-178 | |||||||||
Т-0,66 Кл.т. 0,5 300/5 |
СЭТ- |
HP DL |
Ак- | ||||||
9 |
11 |
КТП-178 |
4ТМ.03.09 0,5S/1,0 Зав. № |
380 G5 Зав. № CZC648 |
тивная |
±1,0 |
±3,4 | ||
6/0,4кВ |
Зав. № 05060503 Зав. № 05060504 Зав. № 05060505 |
Реак- |
±2,1 |
±5,7 | |||||
0111061231 |
3FL0 |
тивная | |||||||
КТП-179 | |||||||||
Т-0,66 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 04046700 Зав. № 04046701 Зав. № 04046702 |
СЭТ- |
HP DL |
Ак- | ||||||
КТП-179 6/0,4кВ |
4ТМ.03.09 |
380 G5 |
тивная |
±1,0 |
±3,4 | ||||
10 |
12 |
— |
0,5S/1,0 Зав. № |
Зав. № CZC648 |
Реак- |
±2,1 |
±5,7 | ||
0111062066 |
3FL0 |
тивная | |||||||
ПС 35/6 кВ «Насосная 3-го подъема» | |||||||||
11 |
14 |
Яч. «КВ-10» |
ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 |
НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Зав. № 2791 |
СЭТ- 4ТМ.03.01 0,5S/1,0 |
СИКОН С70 Зав. № 05571 |
Активная |
±1,3 |
±3,5 |
Зав. № 8148 |
Зав. № |
Реак- |
±2,5 |
±5,8 | |||||
Зав. № 1486 |
0110062057 |
тивная | |||||||
ТП-701 | |||||||||
12 |
15 |
ТП-701 6/0,4кВ |
ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 10242-11 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 03326-10 Зав. № 03325-10 Зав. № 03324-10 |
СЭТ-4ТМ.03.01 0,5S/1,0 Зав. № |
HP DL 380 G5 Зав. № CZC648 |
Активная Реак- |
±1,3 ±2,5 |
±3,5 ±5,8 |
Зав. № 10001-11 |
0104082672 |
3FL0 |
тивная | ||||||
ТП-11 | |||||||||
Т-0,66 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 04052639 Зав. № 04052640 Зав. № 04052641 |
СЭТ- |
HP DL |
Ак- | ||||||
ТП-11 6/0,4кВ |
4ТМ.03М.09 |
380 G5 |
тивная |
±1,0 |
±3,4 | ||||
13 |
19 |
0,5S/1,0 Зав. № 0806140519 |
Зав. № CZC648 3FL0 |
Реактивная |
±2,1 |
±5,9 |
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 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
-
4 Нормальные условия эксплуатации:
-
- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; ча
стота (50 ± 0,2) Гц;
-
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
-
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
-
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) U hi; диапазон силы первичного тока - (0,01(0,05) - 1,2) I н1; коэффициент мощности cosф (мпф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 50°С;
-
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 35 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
-
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1) U н2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2) I н2; диапазон коэффициента мощности cosф (япф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота - (50 ± 0,2) Гц;
-
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
-
- температура окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 60°С;
-
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
-
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа. Для аппаратуры передачи и обработки данных:
-
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
-
- температура окружающего воздуха от плюс 10°С до плюс 25°С;
-
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
-
6 Погрешность в рабочих условиях указана для 2(5)% 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10°С до плюс 35°С.
-
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена контроллеров СИКОН С70, УСВ-1 и УСВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Независимая энергосбытовая компания Краснодарского края» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
-
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
-
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
-
- контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
- устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
- устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
-
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 113 060 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
-
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
Лист № 8 Всего листов 11 - резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может пере
даваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью выделенного канала связи сети Интернет по электронной почте или с помощью сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
-
- журнал счётчика:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения;
-
- коррекции времени в счетчике.
-
- журнал контроллера СИКОН С70:
-
- параметрирования;
-
- пропадания напряжения на счетчике;
-
- коррекции времени в счетчике и контроллере СИКОН С70;
-
- пропадание и восстановление связи со счетчиком. Защищённость применяемых компонентов:
-
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
-
- электросчётчика;
-
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
-
- испытательной коробки;
-
- контроллера СИКОН С70;
-
- сервера.
-
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
-
- электросчетчика;
-
- контроллера СИКОН С70;
-
- сервера. Возможность коррекции времени в:
-
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
-
- контроллерах СИКОН С70;
-
- ИВК (функция автоматизирована). Возможность сбора информации:
-
- о состоянии средств измерений;
-
- 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; при отключении питания - не менее 10 лет;
-
- контроллер СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
-
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).