Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "АЭМЗ-ЭНЕРГО" (ООО "РЭХН")
- ООО "Автоматизация Комплект Учет Проект", г.Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:89340-23
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО» (ООО «РЭХН») (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 устройство сбора и передачи данных (УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ПАО «Россети Волга» с программным комплексом (ПК) «Энергосфера», источник точного времени (ИТВ) (основной и резервный); сервер ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО» с программным обеспечением (ПО) «Пирамида 2.0», устройство 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, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ПАО «Россети Волга». Обработка измерительной информации, в частности умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, происходит автоматически в счетчике, либо в УСПД, либо на сервере ПАО «Россети Волга».
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер ПАО «Россети Волга», где осуществляется формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Обработка измерительной информации, в частности умножение на коэффициенты трансформации ТТ и ТН, происходит автоматически в счетчике, либо на сервере ПАО «Россети Волга».
Измерительная информация от сервера ПАО «Россети Волга» с периодичностью не реже одного раза в сутки в автоматизированном режиме по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в рамках согласованного регламента передается на сервер ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО».
Также сервер ООО «АЭМЗ-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 (ОРЭ).
Передача информации от сервера ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится 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 УСПД, часы сервера ПАО «Россети Волга», ИТВ, часы сервера ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО», УСВ. ИТВ и УСВ обеспечивают коррекцию часов компонентов АИИС КУЭ по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение показаний часов сервера ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО» с УСВ осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО» производится при расхождении не менее ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера ПАО «Россети Волга» с ИТВ осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера ПАО «Россети Волга» производится при расхождении не менее ±2 с. Резервный ИТВ используется при выходе из строя основного ИТВ.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера ПАО «Россети Волга» осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов УСПД производится при расхождении более ±1 с.
Для ИК №№ 1, 2 сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД выполняется не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении ±1 с. Для остальных ИК сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера ПАО «Россети Волга» выполняется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении ±1 с и более.
Журналы событий счетчиков, УСПД, сервера ПАО «Россети Волга» и сервера ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО» 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 «АЭМЗ-ЭНЕРГО» (ООО «РЭХН») наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО», типографским способом. Дополнительно заводской номер 004 указывается в формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПК «Энергосфера» и ПО «Пирамида 2.0». ПО «Пирамида 2.0» и ПК «Энергосфера» обеспечивают защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2.0» и ПК «Энергосфера». Метрологически значимая часть ПО «Пирамида 2.0» и ПК «Энергосфера» указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| ПК «Энергосфера» | ||||||||||
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||||||||
| Идентификационное наименование ПО | pso_metr.dll | |||||||||
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 | |||||||||
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976E08A2BB7814B | |||||||||
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||||||||
| ПО «Пирамида 2.0» | ||||||||||
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||||||||
| Идентификационное наименование ПО | Binary Pack Con-trols.dll | Check Data Integrity.dll | Coml ECFunc-tions.dll | ComMod-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 DataProces sing.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 10.5 | |||||||||
| Цифровой идентификатор ПО | EB1984E0 072ACFE1 C797269B 9DB15476 | E021CF9C 974DD7EA 91219B4D 4754D5C7 | BE77C565 5C4F19F89 A1B41263 A16CE27 | AB65EF4B 617E4F786 CD87B4A5 60FC917 | EC9A864 71F3713E 60C1DA D056CD6 E373 | D1C26A2F5 5C7FECFF5 CAF8B1C05 6FA4D | B6740D34 19A3BC1A 42763860B B6FC8AB | 61C1445B B04C7F9B B4244D4A 085C6A39 | EFCC55E9 1291DA6F 805979323 64430D5 | 013E6FE10 81A4CF0C 2DE95F1B B6EE645 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||||||||
Технические характеристики
Состав 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 электрической энергии | Метрологические характеристики ИК | |||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | ИТВ/УСВ | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±6), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±6), % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 1 | ПС «Михайловка» 35/10/6 кВ, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. № 3 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 200/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-19 | ИТВ основной: ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 ИТВ резервный: СВ-04 Рег. № 74100-19 УСВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 | HP ProLiant ML370 G5 HPE Proliant DL 180 Gen 10 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,5 5,9 |
| 2 | ПС «Михайловка» 35/10/6 кВ, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. № 16 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,5 5,9 | |||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 3 | ПКУ-10 кВ, ПУ № 1 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 50/5 Рег. № 32139-11 Фазы: А; В; С | НИОЛ-СТ-10 Кл.т. 0,2 10000/V3/100/V3 Рег. № 58722-14 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | - | ИТВ основной: ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-04 ИТВ резервный: СВ-04 Рег. № 74100-19 УСВ: УСВ-2 Рег. № 41681-10 | HP ProLiant ML370 G5 HPE Proliant DL 180 Gen 10 | Активная Реактивная | 1,1 2,2 | 3,5 5,9 |
| 4 | ПКУ-10 кВ, ПУ № 2 | ТОЛ-10-1 Кл.т. 0,5S 50/5 Рег. № 15128-07 Фазы: А; В; С | ЗНОЛПМ-10 Кл.т. 0,5 11000/V3/100/V3 Рег. № 35505-07 Фазы: А; В; С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | - | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,5 5,9 | ||
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях | ±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 1№м, 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 УСПД, ИТВ и УСВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена 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
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 4 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| сила тока, % от 1ном | от 1 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 | от 1 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 и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -10 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от +10 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С | от +10 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-17): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36697-12): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для ЭКОМ-3000 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 17049-19): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 350000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| для ЭКОМ-3000 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 17049-04): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для СВ-04: | |
| 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 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для серверов: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания серверов 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.
- журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи со счетчиком.
- журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
серверов.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии;
УСПД;
серверов.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (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
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 9 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НИОЛ-СТ-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛПМ-10 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| Устройства сбора и передачи данных | «ЭКОМ-3000» | 1 |
| Устройства сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Устройства синхронизации единого времени | СВ-04 | 1 |
| Сервер ПАО «Россети Волга» | HP ProLiant ML370 G5 | 2 |
| Сервер ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО» | HPE ProLiant DL 180 Gen 10 | 1 |
| Формуляр | АКУП.411711.015.ПФ | 1 |
| Методика поверки | - | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «АЭМЗ-ЭНЕРГО» (ООО «РЭХН»)», 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.