Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Энерго" в части электроснабжения ООО "ШКДП"
- ООО "РН-Энерго", г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:89117-23
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» в части электроснабжения ООО «ШКДП» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ООО «РН-Энерго» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», сервер ПАО «Россети» с ПО «Пирамида-Сети», устройства синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Для измерительных каналов (ИК) №№ 1-4 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ПАО «Россети», где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации и передача на сервер ООО «РН-Энерго» в виде xml-файлов установленных форматов.
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ООО «РН-Энерго». На сервере ООО «РН-Энерго» осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Также сервер ООО «РН-Энерго» 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 и мощности (ОРЭМ).
Передача информации от сервера ООО «РН-Энерго» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭМ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭМ производится напрямую или через АРМ по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера ООО «РН-Энерго», часы сервера ПАО «Россети» и УСВ. УСВ обеспечивают передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера ООО «РН-Энерго» с соответствующим УСВ осуществляется не реже одного раза в сутки. Корректировка часов сервера ООО «РН-Энерго» производится при расхождении показаний с УСВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Россети» с соответствующим УСВ осуществляется не реже одного раза в сутки. Корректировка часов сервера ПАО «Россети» производится при расхождении показаний с УСВ более ±1 с.
Для ИК №№ 5-7 сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ООО «РН-Энерго» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера ООО «РН-Энерго» более ±1 с.
Для остальных ИК сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ПАО «Россети» осуществляется во время сеанса связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера ПАО «Россети» более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и серверов отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Маркировка заводского номера АИИС КУЭ ООО «РН-Энерго» в части электроснабжения ООО «ШКДП» наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера ООО «РН-Энерго» типографским способом. Дополнительно заводской номер 2023 указывается в формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО «Пирамида-Сети».
ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
ПО «Пирамида-Сети» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида-Сети». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида-Сети» указана в таблице 3. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
ПО «АльфаЦЕНТР» | ||||||||||
Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll | |||||||||
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 | |||||||||
Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 | |||||||||
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||||||||
ПО «Пирамида-Сети» | ||||||||||
Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||||||||
Идентификационное наименование ПО | Binary Pack Con-trols.dll | Check Data Integri-ty.dll | Coml ECFunc-tions.dll | Com- Mod-busFunc-tions.dll | Com StdFunc-tions.dll | DateTime Pro-cessing.dll | Safe Values DataUp-date.dll | Simple Verify Data Statuses.dll | Summary Check CRC.dll | Values DataProc essing.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 10.6 | |||||||||
Цифровой идентификатор ПО | EB1984E 0072ACF E1C7972 69B9DB1 5476 | E021CF9C 974DD7E A91219B4 D4754D5 C7 | BE77C56 55C4F19F 89A1B41 263A16C E27 | AB65EF4 B617E4F 786CD87 B4A560F C917 | EC9A864 71F3713E 60C1DA D056CD6 E373 | D1C26A2 F55C7FE CFF5CAF 8B1C056F A4D | B6740D3 419A3B C1A4276 3860BB6 FC8AB | 61C1445B B04C7F9B B4244D4A 085C6A39 | EFCC55 E91291D A6F8059 7932364 430D5 | 013E6FE 1081A4C F0C2DE9 5F1BB6E E645 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
Номер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
1 | ПС 110 кВ Шексна, КРУН-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 14, КЛ 6 кВ ДВП-1 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 2473-69 Фазы: A; C | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-07 Фазы: ABC | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Сервер ПАО «Россети» | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
2 | ПС 110 кВ Шексна, КРУН-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. 22, КЛ 6 кВ ДВП-2 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 2473-69 Фазы: A; C | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-07 Фазы: ABC | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 | ||
3 | ПС 110 кВ Шексна, КРУН-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 4, КЛ 6 кВ ДСП-1 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 2473-69 Фазы: A; C | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-07 Фазы: ABC | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
4 | ПС 110 кВ Шексна, КРУН-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. 33, КЛ 6 кВ ДСП-2 | ТЛМ-10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 2473-69 Фазы: A; C | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 16687-07 Фазы: ABC | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,3 5,6 |
Продолжение таблицы 2
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
5 | ТП-5 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, АВ 0,4 кВ № 1 | ТТЕ-30 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 64182-16 Фазы: A; В; C | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Сервер ООО «РН-Энерго» | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,6 |
6 | ТП-5 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, АВ 0,4 кВ № 2 | ТТЕ-30 Кл.т. 0,5S 100/5 Рег. № 64182-16 Фазы: A; В; C | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18 | Активная Реактивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,6 | ||
7 | ТП-Котельная 6 кВ, РУ-0,4 кВ 1 СШ 0,4 кВ, АВ 0,4 кВ №1 | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.21 Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 51593-18 | Активная Реактивная | 1,0 2,0 | 3,2 5,9 | ||
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) | ±5 с |
Примечания:
1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 мин.
3. Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 5, 6 указана для силы тока 2 % от 1ном, для остальных ИК указана для силы тока 5 % от 1ном; cos9 = 0,8инд.
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. Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемых ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики | Значение |
Количество ИК | 7 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
сила тока, % от 1ном | |
для ИК №№ 5, 6 | от 1 до 120 |
для остальных ИК | от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф | 0,9 |
частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
Условия эксплуатации: параметры сети: | |
напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
сила тока, % от 1ном | |
для ИК №№ 5, 6 | от 1 до 120 |
для остальных ИК | от 5 до 120 |
коэффициент мощности cosф | от 0,5 до 1,0 |
частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
температура окружающей среды в месте расположения ТТ, ТН, °С | от -45 до +40 |
температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от +10 до +35 |
температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С | от +15 до +25 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МД: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
для УСВ: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
для серверов: | |
среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
не менее | 113 |
при отключении питания, лет, не менее | 40 |
для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания серверов с помощью источника бесперебойного питания;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках.
- журнал серверов:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере;
пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
серверов.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
серверах (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
измерений 30 мин (функция автоматизирована);
сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
1 | 2 | 3 |
Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 8 |
Трансформаторы тока шинные | ТТЕ-30 | 6 |
Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 4 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МД | 3 |
Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 2 |
Продолжение таблицы 4
1 | 2 | 3 |
Сервер ООО «РН-Энерго» | — | 1 |
Сервер ПАО «Россети» | — | 1 |
Методика поверки | — | 1 |
Формуляр | ЭНПР.411711.166.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РН-Энерго» в части электроснабжения ООО «ШКДП», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
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.