Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл) (АИ-ИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл)) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации.
Описание
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-информационные комплексы (ИИК), включающие 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 электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, 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 устройство сбора и передачи данных RTU-325L (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени УССВ и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора и баз данных (далее - сервер), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, радиосервер точного времени РСТВ-01, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
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 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на преобразователи интерфейсов, после чего сигнал передаётся по основному каналу связи, организованному на базе волоконно-оптической линии связи, или резервному каналу сотовой связи стандарта GSM на входы УСПД, где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее, по запросу ИВК, УСПД передаёт запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по сотовым каналам связи стандарта GSM.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в ПАК ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 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 уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена радиосервером точного времени РСТВ-01, принимающим эталонные сигналы частоты и времени, передаваемые радиостанцией РБУ, и устройством синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Часы сервера синхронизированы с РСТВ-01, коррекция часов сервера осуществляется при расхождении ± 2 с. Погрешность синхронизации не более ± 0,5 с. Часы УСПД синхронизированы с часами УССВ, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±1 с. Погрешность хода внутренних часов УСПД не более ±2 с. Синхронизация часов счетчиков с часами УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов УСПД ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПК «Энергосфера».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПК «Энергосфера»
| 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 |
| Оперативный контроль данных | AlarmSvc.exe | 6.5 | 8CBDA1D69154D0E0 E8E560E5E956CB9C | MD5 |
| Анализатор 485 | Spy485.exe | 6.5 | CA4324C24F2C212D4 F81171F5F437B19 | MD5 |
| АРМ Энергосфера | ControlAge.exe | 6.5 | C289D8709BD193AA4 5254CBB46017FD0 | MD5 |
| Архив | Archive.exe | 6.5 | 8DD7DF147901B8139 1FB5EF16767A2EF | MD5 |
| Импорт из Excel | Dts.exe | 6.5 | F16E7F7DDBFBB718F C932AAF54C60F4D | MD5 |
| Инсталлятор | Install.exe | 6.5 | 6587C6B1C570C2BD1 366BBFE60B23D98 | MD5 |
| Консоль администратора | Adcenter.exe | 6.5 | 5F9E099D15DFD8AFF FD3284CEC513914 | MD5 |
| Локальный АРМ | ControlAge.exe | 6.5 | C289D8709BD193AA4 5254CBB46017FD0 | MD5 |
| Менеджер программ | SmartRun.exe | 6.5 | F73916AF2BE4E52661 3EFAF4DC8F9D93 | MD5 |
| Редактор расчетных схем | AdmTool.exe | 6.5 | BA2923515A44B43A6 669A4321B7C1DCC | MD5 |
| Ручной ввод данных | HandInput.exe | 6.5 | 20712A0E4AD6E4CB9 14C98AEE38C9DE8 | MD5 |
| Сервер опроса | PSO.exe | 6.5 | C0B074D1B6F20F028 C8816D9748F8211 | MD5 |
| Тоннелепрок-ладчик | TunnelEcom.exe | 6.5 | 3027CF475F05007FF4 3C79C053805399 | MD5 |
| Центр импор-та/экспорта | expimp.exe | 6.5 | 74E422896723B31723 AADEA7EEFD986F | MD5 |
| Электроколлектор | ECollect.exe | 6.5 | 489554F96E8E1FA2FB 30FECB4CA01859 | MD5 |
Комплекс программно-технический измерительный «ЭКОМ», включающий в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05.
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 счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - 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.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические
характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл) и их основные метрологические характеристики
| Номер точки измерений-на однолинейной схеме | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Вид электро-энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | ИВКЭ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ПС 110/10 кВ «Велор», Ору-110 кВ, 1 с.ш. 110 кВ | ТФЗМ-110Б-1У-У1 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 12109 Зав. № 12108 Зав. № 12110 | НКФ-110-11-ХЛ1 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 3326 Зав. № 3329 Зав. № 3294 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808090731 | RTU-325L Зав. № 005101 | Активная Реактивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 |
| 2 | ПС 110/10 кВ «Велор», ОРУ-110 кВ, 2 с.ш. 110 кВ | ТФЗМ-110Б-1У-У1 Кл.т. 0,5 750/5 Зав. № 17041 Зав. № 17039 Зав. № 17040 | НКФ-110-11-У1 Кл.т. 0,2 110000:^3/100:^3 Зав. № 8065 Зав. № 8064 Зав. № 8066 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812110908 | Активная Реактивная | ± 1,1 ± 2,2 | ± 3,3 ± 5,7 |
| 3 | 2РУ-10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 24 | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 11211 Зав. № 11242 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 830 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0808090753 | Активная Реактивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 минут).
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) Ih; cos9 = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 100 % при плюс 25 ° С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха для счётчиков от минус 40 °С до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
- атмосферное давление от 70,0 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 минус 10 °С до плюс 55 °С;
- относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 30 °С;
- атмосферное давление от 60,0 до 106,7 кПа.
6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до плюс 40 °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 УСПД, УССВ и РСТВ-01 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци») порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- устройство сбора и передачи данных RTU-325L - среднее время наработки на от
каз не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- устройство синхронизации системного времени УССВ - среднее время наработки
на отказ не менее Т = 74 500 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- радиосервер точного времени РСТВ-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 55 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- сервер- среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 ч, среднее время
восстановления работоспособности tв = 2 часа.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни
ка бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике и УСПД;
• пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
• счетчика электрической энергии;
• промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
• испытательной коробки;
• УСПД;
• сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
• счетчика электрической энергии;
• УСПД;
• сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- 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:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл) (АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл)) типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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 компонента | Тит компонента | № Госреестра | Количество |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б-ГУ | 26422-04 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б-ГУ | 26422-06 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 38395-08 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110 | 26452-04 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110 | 26452-06 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 20186-05 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 3 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325L | 37288-08 | 1 |
| Устройства синхронизации системного времени | УССВ-2 | 54074-13 | 1 |
| Радиосервер точного времени | РСТВ-01 | 40586-09 | 1 |
| Сервер с программным комплексом | «Энергосфера» | _ | 1 |
| Автоматизированное рабочее место | _ | _ | 1 |
| Методика поверки | _ | _ | 1 |
| Формуляр | _ | _ | 1 |
| Руководство по эксплуатации | _ | _ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 57699-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл) (АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл)). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 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 электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к Руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- устройства сбора и передачи данных RTU-325L - в соответствии с документом
«Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯ-ИМ.466.453.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;
- устройства синхронизации системного времени УССВ - в соответствии с доку
ментом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утверждённому руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.
- радиосервера точного времени РСТВ-01 - в соответствии с документом «Радиосервер точного времени РСТВ-01. Руководство по эксплуатации» ПЮЯИ.468212.039РЭ, раздел 5 «Методика поверки», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» 22.01.09 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 -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл)», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл) (АИИС КУЭ ОАО «Мосэнергосбыт» (ООО «Керама Марацци», г. Орёл))
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.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
