Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «Самараэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - системы автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) смежных субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) и собственников электросетевого оборудования выполняют функции измерения с нарастающим итогом активной и реактивной электроэнергии с диск- ретностью во времени 30 минут в точках учета, вычисление приращений активной и реактивной электроэнергии за учетный период, вычисление средней активной и реактивной мощности на интервале времени 30 минут,периодический или по запросу автоматический сбор и суммирование привязанных к единому календарному времени измеренных данных от отдельных точек учета, хранение данных об измеренных величинах в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных, энергонезависимая память) и от несанкционированного доступа, передачу в организации - участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений,обеспечение защиты оборудования (включая средства измерений и присоединения линий связи), программного обеспечения и базы данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне, конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ, диагностика и мониторинг состояния технических и программных средств АИИС КУЭ, ведение системы единого времени (коррекция времени).
Состав первого уровня АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Технические характеристики
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ ОАО «Самараэнерго», который производит сбор, обработку, хранение информации со всех точек измерений электрической энергии (от АИИС КУЭ смежных субъектов ОРЭМ и собственников электросетевого оборудования) и предоставляет регламентированный доступ к накопленной и оперативной информации всем локальным пользователям АИИС КУЭ ОАО « Самараэнерго», а также передачу данных в утвержденных форматах в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другим удаленным заинтересованным пользователям, устройство синхронизации времени УСВ-1.
Информация от смежных субъектов и собственников электросетевого оборудования поступает на сервер консолидированного сбора и обработки информации ЦСОИ ПАО «Самараэнерго», представляющий IBM-совместимый сервер следующей конфигурации: серверная платформа FUJITSU PRIMERGY RX300 S5, Intel(R) Xeon(R) CPU E5520 @ 2.27GHz (16 CPUs)/ 24GB RAM/ через коммутаторы D-link DGS-1024D данные передаются в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и другим удаленным заинтересованным пользователям. Сбор информации от АИИС КУЭ смежных с ПАО «Самараэнерго» субъектов ОРЭМ и собственников электросетевого оборудования осуществляется в виде автоматических ежесуточных и автоматизированных ежемесячных отчетов в формате XML посредством электронной почты сети Интернет.
ИВК АИИС КУЭ ОАО «Самараэнерго » обеспечивает: автоматический регламентный сбор информации - результатов измерений и данных о состоянии средств измерений, обеспечение цикличности сбора информации (результатов измерений) - одни сутки; обеспечение глубины хранения информации (профиля), обеспечение защиты информации от несанкционированного доступа, конфигурирование и параметрирование, контроль достоверности данных, ведение отчетных форм, предоставление информации АРМ, расчет необходимых учетных показателей, в том числе с учетом потерь от точки измерений до точки поставки.
Обработка и хранение результатов измерений организуется с помощью сервера ИВК АИИС КУЭ ОАО «Самараэнерго» на базе промышленного сервера c системой резервного копирования данных. Сервер осуществляет функции защиты от несанкционированного доступа к информации, хранящейся в базе данных, и защиты от вирусных атак. Для защиты от потери информации, при сбоях в работе, автоматически выполняется резервное копирование базы данных и запись ее в систему резервного копирования. Питание оборудования осуществляется системой гарантированного питания на базе источника бесперебойного питания APC Smart UPS 3000. К серверу ИВК АИИС КУЭ ОАО «Самараэнерго» подключаются автоматизированные рабочие места (АРМ) через локальную вычислительную сеть ПАО «Самараэнерго».
Состав уровня ИВК приведен в таблице 3.
Точное время в системе обеспечивается путем синхронизации с устройством синхронизации времени УСВ-1 (рег.№ 28716-05), которое в свою очередь синхронизируется с GPS-приемника. Соединение с синхронизируемым устройством - ИВК выполняется через интерфейс RS-232 и осуществляется 3-проводным 0-модемным кабелем. Скорость обмена составляет 9600 бод. Максимально допустимая длина соединительного кабеля составляет 15 м. УСВ-1 располагается непосредственно в серверной стойке и производит синхронизацию системного таймера ИВК, в связи с чем, задержки в каналах связи УСВ-1 - IBM-совместимый вычислительный сервер не учитываются. После проведения синхронизации в интервале времени до следующей синхронизации точность текущего времени определяется точностью хода таймера в составе операционной системы.
Синхронизация таймера ИВК АИИС КУЭ ОАО «Самараэнерго» выполняется не реже трех раз в сутки. Погрешность хода часов сервера ±1с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят метрологически значимые 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».
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Наименование ПО (идентификационное наименование ПО) | «Пирамида 2000» |
| Наименование программного модуля | Метрологический модуль |
| Идентификационное наименование модуля ПО | Metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 9FA97BA8 |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 30.01/2014/C-3072 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | CRC 32 |
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 счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Метрологические характеристики измерительных каналов (далее-ИК) АИИС КУЭ, указанные в таблице 4, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав 1 уровня АИИС КУЭ ОАО «Самараэнерго»
| Номер ИК | Наименование точки измерений | Наименование сечения | Наименование средства измерений | Регистрационный номер в Федеоальном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ПС Садовая С-1-Т 10 кВ | ОАО «Самара-энерго» (ОАО «Самара-энерго»)- ОАО «Ульяновск- энерго» (ОАО «Ульянов-скэнерго») {PSAMARAE- PULYANEN} | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «МРСК-ВОЛГИ»-филиал «Самарские распределительные сети» ПС 110/10 кВ Садовая (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Садовая) | 53176-13 |
| 2 | ПС Садовая С-2-Т 10 кВ |
| 3 | ПС Садовая ТСН 0,4 кВ |
| 4 | ПС Н.Кармала С-1-Т 10 кВ (яч.6) | ОАО «Самара-энерго» (ОАО «Самара-энерго»)- ОАО «Ульяновск- энерго» (ОАО «Ульянов-скэнерго») {PSAMARAE- PULYANEN} | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «МРСК-ВОЛГИ»-филиал «Самарские распределительные сети» ПС 110/10 кВ «Новая Кармала» (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ «Новая Кармола)» | 54526-13 |
| 5 | ПС Н.Кармала ТСН 0,4 кВ |
| 6 | ПС Кошки ВЛ-110кВ Кошки-Садовая-Александровка | ОАО «Самара-энерго» (ОАО «Самара-энерго»)- ОАО «Ульяновск- энерго» (ОАО «Ульянов-скэнерго») {PSAMARAE- PULYANEN} | Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «МРСК-ВОЛГИ»-филиал «Самарские распределительные сети» ПС 110/10 кВ «Кошки» (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ «Кошки») | 53175-13 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 7 | ПС Поляково 110/10 кВ, ВЛ-110 кВ Поляково-Перелюб | ОАО «Самара-энерго» (ОАО «Самара-энерго») -ОАО «Саратовэнерго» (ОАО «Саратовэнерго») {PSAMARAE-PSARATEN} | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Поляково" филиала ОАО "МРСК Волги" -"Самарские распределительные сети" (Чапаевское ПО) | 53621-13 |
| 8 | ВЛ-110 кВ Рачейка-Налейка | ОАО «Самара-энерго» (ОАО «Самара-энерго») - ОАО «Ульяновск-энерго» (ОАО «Ульянов-скэнерго») {PSAMARAE-PULYANEN} | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области | 45884-10 |
| 9 | ВЛ-110 кВ Рачейка-Коромысловка |
| 10 | ВЛ 35 кВ Рачейка-Елшанка | ОАО «Самара-энерго» (ОАО «Самара-энерго»)- ОАО «Ульяновск- энерго» (ОАО «Ульянов-скэнерго») {PSAMARAE- PULYANEN} | Каналы измерительные № 613, 614 ТП 110/35/10 кВ Рачейка и №615 ТП 110/3 5/10кВ Жихаревка системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области | 57275-14 |
| 11 | ПС Рачейка СШ-10кВ Фидер №7 |
| 12 | ПС Жихаревка СШ-10кВ фидер №6-с/х |
| 13 | ПС Репьевка СШ-10кВ фидер № 4-с/х | ОАО «Самара-энерго» (ОАО «Самара-энерго») - ОАО «Ульяновск- энерго» (ОАО «Ульянов-скэнерго») {PSAMARAE-PULYANEN} | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Ульяновской области | 45318-10 |
| 14 | ВЛ 35 кВ Шахта-3 | ОАО «Самара-энерго» (ОАО «Самара-энерго») - ОАО «Ульяновск-энерго» (ОАО «Ульянов-скэнерго») {PSAMARAE-PULYANEN} | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Сызранская городская электросеть» | 57466-14 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 15 | ПС 110/10кВ Кошки ВЛ-110 Садовая | ПАО «Самара-энерго» (ОАО «Самара-энерго»)-ПАО «Саратовэнерго» (ОАО «Саратовэнерго») {PSAMARAE-PSARATEN}; ПАО «Самара-энерго» (ОАО «Самара-энерго»)-ПАО «Ульяновск-энерго» (ОАО «Ульянов-скэнерго») {PSAMARAE-PULYANEN} ПАО «Самара-энерго» (ОАО «Самара-энерго»)-ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Оренбург-энергосбыт») {PSAMARAE-PORENBEN} | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети» | 68103-17 |
| 16 | ПС 110/10кВ Садовая С-1-Т 10 кВ |
| 17 | ПС 110/10кВ Садовая С-2-Т 10 кВ |
| 18 | ПС 110/10кВ Садовая ТСН 0,4 кВ |
| 19 | ПС 110/10кВ Н.Кармала С-1-Т 10 кВ |
| 20 | ПС 110/10кВ Н.Кармала ТСН 0,4 кВ |
| 21 | ПС 110/10кВ Восток ВЛ-110 кВ Первомайская |
| 22 | ПС 110/10кВ Поляково ВЛ-110 Перелюб |
Таблица 3 - Состав уровня ИВК
| Наименование | Обозначение | Количество |
| IBM-совместимый сервер консолидированного сбора, хранения и обработки коммерческой информации | PRIMERGY RX300 | 1 шт. |
| Коммутатор | D-link DGS-1024D | 1 шт. |
| Основная рабочая станция (АРМ №1) | ПК | 1шт. |
| Резервная рабочая станция (АРМ №2) | ПК | 1 шт. |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-1 | 1 шт. |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart UPS 3000 | 1шт. |
Метрологические и технические характеристики
Состав и метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Состав и метрологические характеристики АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование объекта | Метрологические характеристики ИК |
| Вид электроэнергии | Основная погрешность, (±) % | Погрешность в рабочих условиях, (±) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 4 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «МРСК-ВОЛГИ» -филиал «Самарские распределительные сети» ПС 110/10 кВ «Новая Кармала» (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ «Новая Кармола)» | активная реактивная | 1,0 1,6 | 2,4 4,0 |
| 5 | активная реактивная | 0,8 2,2 | 2,1 3,5 |
| 1,2 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «МРСК-ВОЛГИ» -филиал «Самарские распределительные сети» ПС 110/10 кВ Садовая (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ Садовая) | активная реактивная | 1,1 2,3 | 3,0 4,6 |
| 3 | активная реактивная | 1,0 2,1 | 4,2 6,6 |
| 6 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «МРСК-ВОЛГИ» -филиал «Самарские распределительные сети» ПС 110/10 кВ «Кошки» (АИИС КУЭ ПС 110/10 кВ «Кошки») | активная реактивная | 1,6 3,2 | 3,6 5,9 |
| 7 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ПС 110/10 кВ "Поляково" филиала ОАО "МРСК Волги" - "Самарские распределительные сети" (Чапаевское ПО) | активная реактивная | 1,2 1,9 | 2,9 4,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 8,9 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области | активная реактивная | 0,6 0,9 | 1,0 1,2 |
| 10 | Каналы измерительные № 613, 614 ТП 110/35/10 кВ Рачейка и №615 ТП 110/35/10кВ Жихаревка системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Самарской области | активная реактивная | 1,3 2,1 | 3,0 5,0 |
| 11,12 | активная реактивная | 1,0 1,6 | 1,7 5,5 |
| 13 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) тяговых подстанций Куйбышевской ЖД филиала ОАО «РЖД» в границах Ульяновской области | активная реактивная | 1,56 2,06 | 3,8 4,89 |
| 14 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ООО «Сызранская городская электросеть» | активная реактивная | 1,3 2,1 | 4,6 5,4 |
| 15, 17, 21, 22 | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии на подстанциях межсистемного учета филиала ПАО «МРСК Волги» - «Самарские распределительные сети» | активная реактивная | 1,2 1,9 | 2,9 4,4 |
| 16 | активная реактивная | 2,0 1,4 | 2,9 4,5 |
| 18 | активная реактивная | 2,1 3,6 | 3,3 5,4 |
| 19 | активная реактивная | 2,2 3,7 | 3,4 5,5 |
| 20 | активная реактивная | 1,2 2,4 | 2,9 4,6 |
Примечания:
1. Пределы допускаемой погрешности измерения активной (реактивной) электрической энергии при доверительной вероятности Р=0,95, для ИК №№1-22 указаны для нормальных условий эксплуатации при 1100% < I < 1120%, cosф=0,8;
В рабочих условиях эксплуатации для ИК № 1-10,13-19,21,22 при 15% < I < I 20%, cosф=0,8, для ИК№11,12,20 при 12% < I < 15%.
2. Погрешность хода часов сервера не превышает ±1 с.
3. Состав измерительных каналов приведен в описании типа АИИС КУЭ смежных субьектов и собственников электросетевого оборудования.
Таблица 5 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов, шт. | 22 |
| Нормальные условия: - параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды для сервера, °С - частота, Гц | от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от +10 до +35 от 49,6 до 50,4 |
| Условия эксплуатации: - параметры сети: напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды для сервера, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более - частота, Гц | от 90 до 110 от 1 до 120 от 0,5 инд. до 1 емк от +10 до +35 от 80 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: УСВ-1: - среднее время наработки на отказ, ч - среднее время восстановления работоспособности, ч - коэффициент технического использования, не менее - пределы допускаемой абсолютной погрешности формирования (хранения) шкалы времени при отсутствии коррекции по сигналам проверки времени в сутки, с - пределы допускаемой дополнительной температурной погрешности при измерении текущего времени устройством (системного времени) в сутки на 1°С, с - средний срок службы, лет Сервера: - среднее время наработки на отказ, ч - среднее время восстановления работоспособности, ч Источник бесперебойного питания: - время перехода на батареи, мс - срок службы батареи, лет | 35000 1 0,97 ±1 ±0,3 100000 1 4 5 |
| Глубина хранения информации Сервера: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранениии и передаче:
- сервера;
Возможность коррекции времени:
- сервера (функция автоматизирована);
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электрической ОАО «Самараэнерго» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии ОАО «Самараэнерго» | - | 1 |
| Формуляр | ФО 4222-02-6315222985-2017 с Изменением №1 | 1 |
| Методика поверки | МП 4222-02-6315222985-2014 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-02-6315222985-2014 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии ОАО «Самара-энерго». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 20 мая 2014 г.
Основные средства поверки:
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информа-ционном фонде 22129-04);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер
в Федеральном информационном фонде 5738-76);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих-кодом и заверяется подписью поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измереительной коммерческого учета электрической энергии ОАО «Самараэнерго». МВИ 4222-02-6315222985-2017, аттестованной в соответствии с требованиями Приказа Минпромторга РФ от 15.12.2015 г № 4091 ФБУ «Самарский ЦСМ» 10.10.2017 г.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
