Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Ирокинда" и ООО "Зун-Холба"
- ООО "Ирокинда", г. Улан-Удэ
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:91910-24
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ирокинда» и ООО «Зун-Холба» (далее - 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 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, 4.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ООО «Ирокинда» и ООО «Зун-Холба», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) и программное обеспечение (далее - ПО) ПК «Энергосфера».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в виде электронного документа Xml для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы (сервер - ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ. ИВК выполняет: формирование и хранение поступающей информации; оформление отчетных документов.
ИВК обеспечивает приём измерительной информации от АИИС КУЭ утверждённого типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме или ручном режиме посредством электронной почты.
Формирование и передача данных участникам и инфраструктурным организациям оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности (ОРЭМ), а также прочим заинтересованным организациям осуществляется от ИВК с помощью электронной почты с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), в которую входят часы сервера ИВК, счётчиков и УСВ УСВ-3. УСВ-3 формирует шкалу времени UTC(SU) путём обработки сигналов точного времени, полученных от навигационных спутниковых систем с помощью антенны ГЛОНАСС и передаёт её в ИВК. Сличение часов сервера ИВК с часами УСВ-3 осуществляется каждые 10 минут, корректировка часов сервера происходит при расхождениии часов сервера и УСВ более чем на ±0,5 с. Сличение часов счётчиков и часов сервера происходит при каждом обращении сервера к счётчику, корректировка часов счётчиков происходит при расхождении часов счётчика и часов сервера более чем ± 2 с.
Журнал событий счетчика электроэнергии содержит сведения о времени и величине (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журнал событий сервера АИИС КУЭ содержит сведения о времени (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов счётчиков АИИС КУЭ и расхождении времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Маркировка заводского номера и даты выпуска АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на корпусе сервера ИВК, типографическим способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре. Заводской номер АИИС КУЭ: 001.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО ПК «Энергосфера» 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 ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | CBEB6F6CA69318BED976EO8A2BB7814B |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов (далее - 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 таблицах 2, 3.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | |||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСВ | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ Самарта ввод 110 кВ Т-1 | ТФЗМ 110B-IV Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 26422-04 | НКФ-110 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 26452-06 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | УСВ-3 Рег. № 84823-22 |
| 2 | ПС 110 кВ Самарта ввод 110 кВ Т-2 | ТФЗМ 110B-IV Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 26422-04 | НКФ-110 Кл. т. 0,5 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 26452-04 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
| 3 | ПС 110 кВ Самарта, ОРУ-35 кВ, яч. 19 | ТФЗМ 35А-У1 Кл. т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 26417-06 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-05 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 4 | ПС 110 кВ Самарта, ОРУ-35 кВ, яч. 21 | ТФЗМ 35А-У1 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 26417-06 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 19813-05 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | УСВ-3 Рег. № 84823-22 |
| 5 | ПС 110 кВ Самарта, ОРУ-35 кВ, яч. 29 | ТФЗМ 35А-У1 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 26417-04 | ЗНОЛ-СВЭЛ Кл. т. 0,5 Ктн 35000:^3/100:^3 Рег. № 67628-17 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | |
| 6 | ПС 110 кВ Ирокинда, ввод 110 кВ Т-1 | ТВГ-110-0^ Кл. т. 0,5S Ктт 75/1 Рег. № 70905-18 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 | ПСЧ-4ТМ.05М.02 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
| 7 | ПС 110 кВ Ирокинда, ввод 110 кВ Т-2 | ТВГ-110-0^ Кл. т. 0,5S Ктт 75/1 Рег. № 70905-18 | НАМИ-110 УХЛ1 Кл. т. 0,2 Ктн 110000:^3/100:^3 Рег. № 24218-08 | СЭТ-4ТМ.03М.16 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | |
| 8 | ПС 110 кВ Ирокинда, КРУН-6 кВ, 1СШ, яч. 10, ф. Поселок | ТЛК-10 Кл. т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 9143-06 | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 18178-99 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | |
| 9 | ВРУ-0,4 кВ Базовая станция ПАО Мегафон, ввод 0,4 кВ | - | - | ПСЧ-3ТМ.05М.04 Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 36354-07 | |
| 10 | ВУ-0,4 кВ Базовая станция ПАО Мегафон, ввод 0,4 кВ | - | - | Меркурий 234 ARTMX2-01 DPOBR.R Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 75755-19 | |
| Примечания 1 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 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 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. 5 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 6 Допускается уменьшение количества ИК. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.__________________
| Номер ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности, (±5) % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±5) % | Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени (±А), с |
| 1 - 5, 8 | активная реактивная | 1,2 2,8 | 3,3 5,7 | 5 |
| 6 | активная реактивная | 1,0 2,6 | 3,4 5,7 | |
| 7 | активная реактивная | 0,9 2,4 | 2,9 4,7 | |
| 9, 10 | активная реактивная | 1,1 2,4 | 3,2 6,4 | |
| Примечания 1 Характеристики ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, !=0,02(0,05)-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 10 от 0 °C до +40 °C. | ||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 10 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos9 - температура окружающей среды, оС | от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от 90 до 110 от 2(5) до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от 0 до +40 от +10 до +30 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 180000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надёжность системных решений:
- резервирование питания сервера посредством применения источника бесперебойного питания;
- резервирование питания счётчиков.
Регистрация событий с фиксацией времени и даты наступления:
- в журнале событий счётчика:
• изменение данных и конфигурации;
• отсутствие напряжения по каждой фазе;
• перерывы питания;
• попытки несанкционированного доступа;
• факты и величина коррекции времени;
• результаты автоматической самодиагностики;
- в журналах сервера БД:
• изменение значений результатов измерений;
• изменения коэффициентов ТТ и ТН;
• изменение конфигурации;
• замены счётчика;
• величины коррекции системного времени;
• события из журнала счётчиков.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа (установка пломб, знаков визуального контроля):
• счётчика;
• испытательной коробки;
• измерительных цепей;
• сервера ИВК;
- защита на программном уровне:
• установка паролей на счётчик;
• установка паролей на сервер;
• установка паролей на АРМ пользователей.
- Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
- Возможность сбора информации:
- 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 АИИС КУЭ 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. |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110Б-1У | 6 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 35А-У1 | 7 |
| Трансформатор тока | ТВГ-110-0,58 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛК-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СВЭЛ | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-110 УХЛ1 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.02 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.16 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-3ТМ.05М.04 | 1 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 234 АКТМХ2-01 DPOBR.R | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Методика поверки | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | 77148049.422222.192-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 «Ирокинда» и ООО «Зун-Холба», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», 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 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».