Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Читаэнергосбыт» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя серверы филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго», филиала ОАО «МРСК Сибири» -«Бурятэнерго», ОАО «Читаэнергосбыт», устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие основные задачи:
- измерение 30-минутных приращение активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений по заданным критериям (первичной информации, рас
считанной, замещенной и т. д.) в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- прием и обработка данных смежных АИИС КУЭ (30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений, входящим в сечения коммерческого учета с ОАО «Читаэнергосбыт», данных о состоянии соответствующих средств измерений);
- формирование актов учета перетоков и интегральных актов электроэнергии (направляемых коммерческому оператору оптового рынка) по сечениям между ОАО «Читаэнергос-быт» и смежными субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности;
- формирование актов учета перетоков в XML формате макетов 50080, 51070, 80020, 80030, 80040, 80050, а также в иных согласованных форматах;
- передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ОАО «Читаэнергосбыт»;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция часов АИИС КУЭ);
- ведение и передача журналов событий компонентов АИИС КУЭ.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим календарным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч (кВар^ч).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД, где производится сбор, хранение результатов измерений и далее при помощи выделенных каналов связи результаты измерений передаются на сервер филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» (для ИИК №1) и сервер филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» (для ИИК № 2 - 4). Серверы филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго», филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» в автоматическом режиме раз в сутки передают результаты измерений и данные о состоянии средств измерений на сервер ОАО «Читаэнергосбыт» в формате электронного документа XML макетов 80020, 80030.
Сервер ОАО «Читаэнергосбыт» при помощи программного обеспечения (ПО) «Программный комплекс (ПК) «УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ», осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации всем заинтересованным субъектам, в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ ОАО «Читаэнергосбыт» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, УСПД, серверов. В качестве УССВ серверов филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» и филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго» используются УССВ на базе GPS-приемников модели 35 HVS. В качестве УССВ сервера ОАО «Читаэнергосбыт» используются радиочасы МИР РЧ-01 (Госреестр № 27008-04).
Лист № 3
Всего листов 10
Сравнение показаний часов серверов и УССВ происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов серверов и УССВ на величину более чем ±0,5 с.
Сравнение показаний часов УСПД, расположенном на ПС Беклемишево 110/10 кВ и сервера филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Читаэнерго» на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД, расположенных на ПС Телемба 35/10 кВ, ПС НиКольская 110/10 кВ и УССВ, на базе встроенных GPS-приемников, происходит при каждом обращении к УСПД, но не реже 1 раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УССВ на величину более чем ±0,5 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Программные средства АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПК УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУ РСОВ | конфигуратор сервера приложений АСКУЭ/АСДУ | appconf.dll | (v 1.9.1) изм.1 | 64C5192C5A4F712D94D30 BBA1F201A3B | MD5 |
| сервер приложений АСКУЭ/АСДУ | appserv.dll | 1C9E7DAC8F31ED272F9D 85A1C318AA8A |
| модуль импор-та/экспорта для XML | impexpxml.dll | 0B94641A0FE0777819B69 8DFCB8B7312 |
| библиотека модулей импорта/экспорта | mirimpexp.dll | 7315C9E5264504730DF2B C204AEB4926 |
| Библиотека драйверов ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЧЕТЧИКИ | SchEl.dll | 5A0237475B862AD970048 2E644F2F401 |
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ ОАО «Читаэнергосбыт» приведен в Таблице 3.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ ОАО «Читаэнергосбыт» приведены в Таблице 4.
Таблица 3
| № ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК | Вид элек-троэнер-гии |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК |
| 1 | ПС Беклемише-во 110/10 кВ, ВЛ-110 кВ СБ-123 | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 6176 Зав. № 10706 Госреестр № 2793-71 ТФЗМ-110Б-ГУ Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 13872 Госреестр № 26422-04 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т 0,5 110000/^3/ 100/43 Зав. № 556 Зав. № 518 Зав. № 502 Госреестр № 24218-08 | EA02RAL-P4B-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01127084 Госреестр № 16666-97 | RTU-325 Зав.№ 001302 Госреестр № 19495-03 | HP ProLiant DL380 G5 | Активная Реактивная |
| 2 | ПС Телемба 35/10 кВ, Ввод 35 кВ Т1 | ТВИ-35 Кл.т. 0,5S 200/1 Зав. № 82 Зав. № 88 Госреестр № 37159-08 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т 0,5 35000/100 Зав. № 833 Госреестр № 19813-05 | A1802RAL- P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01196964 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Зав.№ 005170 Госреестр № 37288-08 | Активная Реактивная |
| 3 | ПС Телемба 35/10 кВ, Ввод 35 кВ Т2 | ТВИ-35 Кл.т. 0,5S 200/1 Зав. № 75 Зав. № 76 Госреестр № 37159-08 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т 0,5 35000/100 Зав. № 831 Госреестр № 19813-05 | A1802RAL- P4GB-DW-4 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 01196965 Госреестр № 31857-06 | Активная Реактивная |
| 4 | ПС Никольская 110/10 кВ, яч. фидера № 3, ВЛ-10 кВ Харауз | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 4397 Зав. № 0391 Госреестр № 2473-05 | ЗНОЛ.06 Кл. т 0,5 10000/^3/ 100/^3 Зав. № 6301 Зав. № 6284 Зав. № 6277 Госреестр № 03344-04 | A1802RL-P4GB- W-3 кл. т 0,2S/0,5 Зав. № 06874662 Госреестр № 31857-06 | RTU-325 Зав.№ 002119 Госреестр № 19495-03 | Активная Реактивная |
Таблица 4
| Номер ИИК | COSф | Пределы допуы активной элект | каемой относительной погрешности ИИК при измерении рической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % |
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %^ I изм< I 20 % | I 20 %^ I изм< I 100 % | I100 %^ I изм~ I 120 % |
| 1, 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | - | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | - | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 |
| 0,8 | - | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 |
| 0,5 | - | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 |
| 2, 3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,2S) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности И реактивной электрической энергии в рабочих эксплуатации 8, % | ИК при измерении условиях |
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %^ I изм< I 20 % | I 20 %^ I изм< I 100 % | I100 %^ I изм~ I 120 % |
| 1, 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,9 | - | ±6,5 | ±3,6 | ±2,7 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,5 | ±2,0 |
| 0,7 | - | ±3,6 | ±2,1 | ±1,7 |
| 0,5 | - | ±2,8 | ±1,7 | ±1,4 |
| 2, 3 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5) | 0,9 | ±8,1 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,7 |
| 0,8 | ±7,5 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,7 | ±7,2 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±7,0 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 5i(2)%q для со8ф<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
• сила тока от 1ном до 1,2^Ihom, cos9 = 0,9 инд;
• температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-Uhom,
• сила тока от 0,01йном до 1,2^Ihom для ИИК № 2, 3, от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК № 1, 4;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 3. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
• счетчик электроэнергии Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
• УСПД RTU-325 (Госреестр № 37288-08) - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов
• УСПД RTU-325 (Госреестр № 19495-03) - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов
• радиочасы МИР РЧ-01 - среднее время наработки на отказ не менее 10000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчиков электроэнергии Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик Альфа А1800 тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 172 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• счетчик ЕвроАльфа тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 74 дней (для нереверсивных счетчиков - 146 дней); при отключении питания -не менее 5 лет;
• УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в Таблице 5.
Таблица 5
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| Трансформатор тока | ТФНД-110М | 2 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ-ИОБ-IV | 1 |
| Трансформатор тока | ТВИ-35 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 |
| Электросчетчик | EA02RAL-P4B-4 | 1 |
| Электросчетчик | A1802RAL-P4GB-DW-4 | 2 |
| Электросчетчик | A1802RL-P4GB-W-3 | 1 |
| УСПД | RTU-325 | 3 |
| Сервер ОАО «Читаэнергосбыт» | HP Proliant DL360 G5 | 1 |
| Факс-модем ZyXEL U-336E Plus | ZyXel U336E | 3 |
| Коммутатор 10/100 Fast Ethernet | D-link DES-1016R+ | 1 |
| Сервер асинхронный | Moxa NPort5610-8 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | Радиочасы МИР РЧ-01 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | АРС Smart - UPS SUM3000RMXLI2U | 1 |
| Методика поверки | МП 1623/550-2013 | 1 |
| Формуляр | ЭССО.411711.АИИС. 246.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1623/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Читаэнергосбыт». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 05 августа 2013 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электроэнергии Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденной ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Менделеева» в 2006 г.;
- счетчиков электроэнергии ЕвроАльфа - по методике поверки № 026/447-2007, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2007 г.;
- RTU-325 - по документу «Комплексы аппаратно-программых средств для учёта электор-энергии на основе УСПД RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2003 г.;
- RTU-325 - по методике поверки ДЯИМ 466.453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01 - в соответствии с разделом 8 «Методика поверки» руководства по эксплуатации М01.063.00.000РЭ, согласованным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2004 г.;
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Читаэнергосбыт» и ИК». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 0057/2013-01.00324-2011 от 22.04.2013 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
