Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Янтарьэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень - информационно-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, коммутационное оборудование.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер баз данных (БД) с программным обеспечением (ПО), автоматизированные рабочие места (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.
АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации о результатах измерений активной и реактивной электрической энергии;
- синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);
- хранение информации по заданным критериям;
- доступ к информации и ее передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по кабельным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.
УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по линиям связи.
Сервер сбора ИВК АИИС КУЭ автоматически опрашивает УСПД.
По окончании опроса сервер сбора автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации) и передает полученные данные в сервер баз данных ИВК. В сервере баз данных ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.
Один раз в сутки оператор ИВК АИИС КУЭ формирует файл отчета с результатами измерений (в формате XML) и передает его смежным субъектам ОРЭМ и другим заинтересованным лицам посредством электронной почты.
СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. УССВ ИВК, принимающее сигналы спутниковых навигационных систем, обеспечивает автоматическую непрерывную синхронизацию времени в ИВК с национальной шкалой координированного времени UTC (SU).
ИВК выполняет функцию источника точного времени для ИВКЭ. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении времени в УСПД и времени национальной шкалы координированного времени UTC (SU) более, чем на 1 с. Интервал проверки текущего времени в УСПД выполняется с периодичностью не менее одного раза в 60 мин.
В процессе сбора информации со счетчиков с периодичностью один раз в 30 минут УСПД автоматически выполняет проверку текущего времени в счетчиках электрической энергии, и, в случае расхождения более, чем на 2 с, автоматически выполняет синхронизацию текущего времени в счетчиках электрической энергии.
Нанесение знака поверки и заводского номера на средство измерений не предусмотрено. Средству измерений присвоен заводской номер 001. Заводской номер указывается в формуляре АИИС КУЭ типографским способом. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ, приведены в формуляре АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО «Телескоп+», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «Телескоп +» 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 «Телескоп +».
Идентификационные данные ПО «Телескоп +», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование ПО | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Телескоп +» | Сервер сбора данных | SERVER MZ4.dll | не ниже v.4.0.5 | f851b28a924da 7cde6o57eb2ba 15afOc | MD5 |
| АРМ Энергетика | ASCUE MZ4.dll | Cda718bc6 dl23b63a8822a Ь86с2751са |
| Пульт диспетчера | PD MZ4.dll | 2b63c8c01bcd6 1c4f5bl5e097f1 ada2f |
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав ИК АИИС КУЭ |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД | УССВ ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ВЛ 330 кВ Битенай -Советск- 330 №1 (ВЛ-325) | ТФУМ 330А-У1 Кл. т. 0,5 1000/1 Рег. № 4059-74 | НКФ-М-330 АУ1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 89270-23 НКФ-М-330 АУ1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 89271-23 НКФ-330-73У1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. №89271-23 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU325 Рег. № 19495-03 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
| 2 | ВЛ 330 кВ Битенай -Советск- 330 №2 (ВЛ- 326) | ТФУМ 330А-У1 Кл. т. 0,5 2000/1 Рег. № 4059-74 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 3 | ВЛ 330 кВ Круонио ГАЭС-Советск-330 (Л- 447) | ТФУМ 330А-У1 Кл. т. 0,5 2000/1 Рег. № 4059-74 | НКФ-330-73У1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 89271-23 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 4 | ОВ-330 кВ ПС 330 кВ Советск-330 (М-301) | ТФУМ 330А-У1 Кл. т. 0,5 2000/1 Рег. № 4059-74 | НКФ-М-330 АУ1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 89270-23 НКФ-М-330 АУ1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 89271-23 НКФ-330-73У1 Кл. т. 0,5 330000/^3/100/^3 Рег. № 89271-23 | A1802RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 5 | ВЛ 110 кВ О-5 Советск -Пагегяй (Л-104) | TG-145 У1 Кл. т. 0,2 600/5 Рег. № 15651-96 | ЗНОГ-110 Кл. т. 0,2 110000/^3/100/^3 Рег. № 61431-15 НКФ-110-11-ХЛ1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 89270-23 | ZMD Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 22422-07 |
| 6 | ВЛ 110 кВ 0-5 Советск -Пагегяй (Л-105) | TG-145 У1 Кл. т. 0,2 600/5 Рег. № 15651-96 | ZMD Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 22422-07 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 7 | ВЛ 110 кВ О - 15 Нестеров - Кибартай (Л-130) | TG-145 У1 Кл. т. 0.2 300/5 Рег. № 15651-96 | НКФ-110-57У1 Кл. т. 0,5 110000/^3/100/^3 Рег. № 89271-23 | ZMD Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. №22422-07 | RTU325 Рег. № 19495-03 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
| 8 | КВЛ 10 кВ Нида - Рыбачий (ВЛ 10-01) | ТОЛ-10-1 У2 Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 15128-07 | НОМ-10-66У2 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 4947-98 | EA05RL-S1-4 Кл. т. 0,5S/l,0 Рег. №16666-97 |
| Примечания 1 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 2 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, - активная, реактивная. |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Номер ИК | cosф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 51оо %, |
| 11(2)% < I изм< I 5 % | 15 %<1 изм<1 20 % | I20 %<1изм<1100% | 1100 %<1изм<1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | 1,8 | 1,1 | 0,9 |
| 0,8 | - | 2,4 | 1,4 | 1,1 |
| 0,5 | - | 5,4 | 2,9 | 2,2 |
| 5 - 7 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | 0,8 | 0,7 | 0,7 |
| 0,8 | - | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,5 | - | 1,7 | 1,4 | 1,4 |
| 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | - | 1,8 | 1,2 | 1,0 |
| 0,8 | - | 2,5 | 1,5 | 1,2 |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 |
| Номер ИК | cosф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 51оо %, |
| 12% < I изм< I 5 % | 15 %<1 изм<1 20 % | I20 %<1изм<1100% | 1100 %<1изм<1120% |
| 1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,8 | - | 5,6 | 3,0 | 2,3 |
| 0,5 | - | 2,5 | 1,5 | 1,2 |
| 5 - 7 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,8 | - | 2,0 | 1,6 | 1,6 |
| 0,5 | - | 1,5 | 1,3 | 1,3 |
| 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,8 | - | 5,8 | 3,2 | 2,5 |
| 0,5 | - | 2,9 | 1,8 | 1,5 |
| Номер ИК | cosф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 51оо %, |
| 11(2)% < I изм< I 5 % | I5 %<1 изм<1 20 % | I20 %<1изм<1100% | 1100 %<1изм<1120% |
| 1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | 1,9 | 1,2 | 1,0 |
| 0,8 | - | 2,5 | 1,5 | 1,2 |
| 0,5 | - | 5,5 | 3,0 | 2,3 |
| 5 - 7 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 1,0 | - | 1,0 | 0,9 | 0,9 |
| 0,8 | - | 1,2 | 1,1 | 1,1 |
| 0,5 | - | 1,8 | 1,6 | 1,6 |
| 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | - | 2,2 | 1,7 | 1,6 |
| 0,8 | - | 2,8 | 1,9 | 1,7 |
| 0,5 | - | 5,7 | 3,3 | 2,7 |
| Номер ИК | cosф | Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±6), %, при доверительной вероятности, равной 0,95 |
| 52%, | 55 %, | 520 %, | 51оо %, |
| 12% < I изм< I 5 % | I5 %<1 изм<1 20 % | I20 %<1изм<1100% | 1100 %<1изм<1120% |
| 1 - 4 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,8 | - | 5,8 | 3,3 | 2,7 |
| 0,5 | - | 2,8 | 2,0 | 1,7 |
| 5 - 7 (ТТ 0,2; ТН 0,5; Сч 0,2S) | 0,8 | - | 3,7 | 3,5 | 3,5 |
| 0,5 | - | 3,3 | 3,3 | 3,3 |
| 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 0,8 | - | 6,2 | 3,5 | 2,7 |
| 0,5 | - | 3,4 | 2,2 | 2,0 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов 5 АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), (±А), с |
| Примечания 1 Границы интервала допускаемой относительной погрешности 51<2)%р для cos9=l,0 нормируются от Ii%, границы интервала допускаемой относительной погрешности 51(2)%р и 52%q для cos9<1,0 нормируются от I2%. 2 Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °C: - для счетчиков электроэнергии | от 99 до 101 от 1(5) до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
| Рабочие условия: параметры сети: - напряжение, % От Uhom - ток, % От Ihom - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для УСПД - для сервера, УССВ ИВК | от 90 до 110 от 1(5) до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +10 до +30 от +10 до +30 от +18 до +24 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии Альфа А1800: | |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более счетчики электроэнергии ZMD: | 72 |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более счетчики электроэнергии ЕвроАЛЬФА | 72 |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСПД: | 72 |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее УССВ: | 40000 |
| - средняя наработка на отказ, ч, не менее | 45000 |
| Глубина хранения информации счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, сут, не менее | 45 |
| при отключенном питании, лет, не менее | 3 |
| ИВК: | |
| - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, | |
| лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД.
- наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчиках электроэнергии;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТФУМ 330А-У1 | 12 |
| Трансформатор тока | TG-145 У1 | 9 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-1 У2 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-М-330 АУ1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-330-73У1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-11-ХЛ1 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОГ-11О | 3 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57У1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НОМ-1О-66У2 | 2 |
| Счетчик электрической энергии | Альфа А1800 | 4 |
| Счетчик электрической энергии | ZMD | 3 |
| Счетчик электрической энергии | ЕвроАЛЬФА | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 |
| Формуляр | РЯ-22О523.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Янтарьэнерго», аттестованной ФГБУ «ВНИИМС», регистрационный номер в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311787.
Нормативные документы
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
