Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РГМЭК" (АО НП "ПОДОЛЬСККАБЕЛЬ")
- ООО "Рязанская городская муниципальная энергосбытовая компания" (РГМЭК), г.Рязань
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:93879-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РГМЭК» (АО НП «ПОДОЛЬСККАБЕЛЬ») (далее -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трёхуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) ИВКЭ, каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ - сервер ООО «РГМЭК», промежуточный сервер АИИС КУЭ - сервер ПАО «Россети Московский регион», автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройства синхронизации времени (далее - УСВ) типа УСВ-3, программные обеспечения (далее - ПО) ПК «Энергосфера» и «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора, хранения и обработки результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - ИК) № 1, № 2, № 3 состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Измерительные каналы № 4, № 5 состоят из двух 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для ИК № 1, № 2, № 3 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы УСПД, 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, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы, промежуточном сервере АИИС КУЭ, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется с промежуточного сервера АИИС КУЭ, либо АРМ, с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP по сети Internet в виде xml-файлов формата 80020.
Для ИК № 4, № 5 цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на входы сервера БД АИИС КУЭ, где происходит дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, вычисление электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, оформление отчетных документов.
Передача информации в АО «АТС» с использованием электронной подписи (ЭП) субъекта ОРЭМ, в АО «СО ЕЭС» и в заинтересованные организации осуществляется с сервера БД АИИС КУЭ, либо АРМ, по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP по сети Internet в виде xml-файлов форматов 80020, 80040 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
Также сервер ИВК может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии.
Для синхронизации шкалы времени с национальной шкалой времени UTC(SU) АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК.
АИИС КУЭ оснащена УСВ на основе приемника сигналов точного времени от глобальной навигационной спутниковой системы (ГЛОНАСС/GPS).
Корректировка часов ИВК выполняется автоматически, от УСВ при расхождении более чем на ±1 с. Корректировка часов ИВКЭ выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в ИВКЭ и промежуточном сервере АИИС КУЭ на величину более чем на ±2 с.
Корректировка часов счетчиков ИК № 1, № 2, № 3 выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчиках и ИВКЭ на величину более чем на ±2 с. Корректировка часов счетчиков ИК № 4, № 5 выполняется автоматически в случае расхождения времени часов в счетчиках и сервере БД АИИС КУЭ на величину более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии содержат сведения о коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика электроэнергии или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Журналы событий УСПД и серверов АИИС КУЭ содержат сведения о коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции указанных устройств или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов указанных устройств, отражаются в журнале событий сервера.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Маркировка заводского номера и даты выпуска АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на коммутационном шкафу, типографическим способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре.
Заводской номер АИИС КУЭ: 008.
Программное обеспечение
В сервере БД АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в промежуточном сервере АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которых входят модули, указанные в таблицах 1.1 и 1.2. ПО ПК «Энергосфера» и ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «Энергосфера» и ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО ПК «Энергосфера»
| Идентификационные признаки | Значение (сервер БД АИИС КУЭ ООО «РГМЭК») |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 6c13139810a85b44f78e7e5c9a3 edb93 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные признаки | Значение (сервер АИИС КУЭ ПАО «Россети Московский регион») |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 19.05.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» и ПО «АльфаЦЕНТР» не влияют на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСВ/ УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 220 кВ Гулево, РУ-6 кВ, яч.15, КЛ-6 кВ ф.15 | ТПОФ Кл. т. 0,5 Ктт 750/5 Рег. № 518-50 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | УСВ-3 Рег. № 84823-22; Рег. № 64242-16/ RTU-327 Рег. № 41907-09 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 |
| 2 | ПС 220 кВ Гулево, РУ-6 кВ, 1 сек 6 кВ, яч.20, КЛ-6 кВ ф.20 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 | СЭТ-4ТМ.02.2-14 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,3 | |
| 3 | ПС 220 кВ Гулево, РУ-6 кВ, 2 сек 6 кВ, яч.21, КЛ-6 кВ ф.21 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-08 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ТП-8 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5, КЛ-6 кВ в сторону ТП-9 6 кВ ООО Рассвет | ТЛП-10 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 30709-11 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 47583-11 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | УСВ-3 Рег. № 84823-22 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 5 | ТП-8 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.7, КЛ-6 кВ в сторону ТП-9 6 кВ ООО Рассвет | ТЛП-10 Кл. т. 0,5 Ктт 75/5 Рег. № 30709-11 | ЗНОЛ-ЭК-10 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 47583-11 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 | |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU), (±Д), с | ±5 | |||||||
| 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 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, 1=0,05 Ком и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК №№ 1-5 от 0 °C до +40 °C. 4 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. 5 Допускается замена УСВ, УСПД на аналогичные утвержденных типов. 6 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 5 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom | от 99 до 101 |
| - ток, % От Ihom | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| - температура окружающей среды, ОС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom | от 90 до 110 |
| - ток, % От Ihom | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | От 0,5 инд дО 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС | от -40 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС | от 0 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: - среднее время наработки на отказ не менее, ч | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| УСПД: - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, сут., не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчика:
- 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;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТПОФ | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-ЭК-10 | 3 |
Продолжение таблицы 4
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-ЭК-10 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02.2-14 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.ОЗМ | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Mеркурий 230 Art-00 pqrsidn | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РГМЭК.008-ПФ | 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) ООО «РГМЭК»
(АО НП «ПОДОЛЬСККАБЕЛЬ»)», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», г. Москва. Уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц по аттестации методик измерений № RA.RU.312236.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ 59793-2021 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».