Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» третья очередь (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, трехуровневую 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) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД), устройства синхронизации системного времени (УССВ) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер, расположенный в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) Красноярской ЖД филиала ОАО «РЖД»; сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ»; программное обеспечение (ПО) «Энергия Альфа 2», ПО «АльфаЦЕНТР»; устройство синхронизации времени; автоматизированное рабочее место (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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM - на входы соответствующего УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Измерительная информация от УСПД по каналу связи сети Ethernet поступает на сервер ЦСОИ Красноярской ЖД филиала ОАО «РЖД», где осуществляется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. От сервера ЦСОИ Красноярской ЖД филиала ОАО «РЖД» информация в виде xml-файлов формата 80020 передается на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» по каналу связи сети Internet.
Передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» в программноаппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в 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 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.
Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера ЦСОИ Красноярской ЖД филиала ОАО «РЖД», часы сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ», устройства синхронизации системного времени УССВ и УСВ-2.
Сравнение показаний часов сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» с УСВ-2 осуществляется один раз в сутки. Корректировка часов сервера производится при расхождении с УСВ-2 на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с единым координированным временем UTC (обеспечивается подключенным к нему УССВ) осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении с УССВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера ЦСОИ Красноярской ЖД филиала ОАО «РЖД» с УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов сервера производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с. В АИИС КУЭ реализована возможность настройки синхронизации часов сервера ЦСОИ Красноярской ЖД филиала ОАО «РЖД» от любого УСПД, входящего в состав АИИС КУЭ.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется во время сеанса связи (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Энергия Альфа 2». ПО «Энергия Альфа 2» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Энергия Альфа 2». Метрологически значимая часть ПО «Энергия Альфа 2» указана в таблице 1. Уровень защиты ПО «Энергия Альфа 2» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Также в АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| ПО «Энергия Альфа 2» (ЦСОИ Красноярской ЖД филиала ОАО «РЖД») |
| Идентификационное наименование ПО | enalpha.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 2.0.0.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 17e63d59939159ef304b8ff63121df60 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| ПО «АльфаЦЕНТР» (сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ») |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 — Состав изме
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер/ Устройство синхронизации времени | Вид элек- триче- ской энер гии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | 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 Красно-ярск-Восточный-тяговая (ЭЧЭ-36), 1 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ С-6 | ТГФМ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 52261-12 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-327 Рег. № 41907-09 | Сервер ЦСОИ Красноярской ЖД филиала ОАО «РЖД» Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» УСВ-2 Рег. № 41681-09 | Актив ная Реак тивная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 2 | ПС 110 кВ Красно-ярск-Восточный-тяговая (ЭЧЭ-36), 2 СШ 110 кВ, ВЛ 110 кВ С-5 | ТГФМ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 52261-12 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 3 | ПС 110 кВ Уяр-тяговая (ЭЧЭ-12), 1 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ С-53 | ТГФМ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 52261-12 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-327 Рег. № 19495-03 | Актив ная Реак тивная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 4 | ПС 110 кВ Уяр-тяговая (ЭЧЭ-12), 2 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ С-54 | ТГФМ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 52261-12 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 5 | ПС 110 кВ Ирбей-ская-тяговая (ЭЧЭ-32), 1 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ С-41 | ТГФМ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 52261-12 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-327 Рег. № 19495-03 | Сервер ЦСОИ Красноярской ЖД филиала ОАО «РЖД» Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» УСВ-2 Рег. № 41681-09 | Актив ная Реак тивная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 6 | ПС 110 кВ Ирбей-ская-тяговая (ЭЧЭ-32), 2 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ С-42 | ТГФМ-110 Кл.т. 0,2S 300/1 Рег. № 52261-12 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 60353-15 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | Актив ная Реак тивная | 0,6 1,1 | 1.5 2.5 |
| 7 | ПС 110 кВ Абаку-мовка-тяговая (ЭЧЭ-33), 2 СШ 110 кВ, ВЛ-110 кВ С-41 | ТГФМ-110 II* Кл.т. 0,2S 400/1 Рег. № 36672-08 Фазы: А; В ; С | НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С | A1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | Актив ная Реак тивная | 0,6 1,1 | 1,5 3,0 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±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 указана для тока 2 % от !ном, cosj = 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 УСПД и устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. А также допускается замена устройства синхронизации системного времени и серверов без изменения используемого 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.
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 7 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков и | |
| УСПД, °С | от +5 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД RTU-327 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41907-09): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для УСПД RTU-327 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 19495-03): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 40000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для УССВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ-2: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| 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 | 180 |
| при отключении питания, лет, не менее | 30 |
для УСПД:
суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для серверов:
45
5
3,5
хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее_
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 по электронной почте.
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.
Защищенность 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, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (функция автоматизирована); сервере (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. |
| Трансформаторы тока | ТГФМ-110 | 18 |
| Трансформаторы тока | ТГФМ-110 II* | 3 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные | НАМИ-110 | 18 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 7 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии | RTU-327 | 2 |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| У стройства синхронизации системного времени | УССВ | 3 |
| Сервер Красноярской ЖД филиала ОАО «РЖД» | Intel | 1 |
| Сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» | Intel | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-132-2019 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЭНСТ.411711.177.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-132-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» третья очередь. Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 23.01.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» третья очередь», свидетельство об аттестации № 150/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ СИБИРЬ» третья очередь
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
74479-19: Методика поверки МП ЭПР-132-2019Скачать12.5 Мб