Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Читаэнергосбыт» 3 очередь (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Читаэнергосбыт» 3 очередь (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
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), 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) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер сбора данных и сервер управления филиала ПАО «Россети Сибирь» — «Читаэнерго» с программным обеспечением (ПО) «Пирамида-Сети», сервер сбора данных и сервер управления филиала ПАО «Россети Сибирь» — «Бурятэнерго» с ПО «Пирамида-Сети», NTP-сервер, устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), 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 ИК № 1 цифровой сигнал с выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго».
Для ИК № 6 цифровой сигнал с выхода счетчика при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго».
Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на соответствующее УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации, её накопление и передача накопленных данных на сервер сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» — «Бурятэнерго», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На сервере сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» — «Читаэнерго» и сервере сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» — «Бурятэнерго» выполняется 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.
От серверов один раз в сутки в автоматическом режиме информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на АРМ по каналу связи сети Internet.
Передача информации от АРМ в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта 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 установленных форматов в соответствии с приложением 11.1.1 «Регламент предоставления результатов измерений и состояний объектов измерений» 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 сбора данных и сервера управления филиала ПАО «Россети Сибирь» — «Читаэнерго», часы сервера сбора данных и сервера управления филиала ПАО «Россети Сибирь» — «Бурятэнерго», часы NTP-сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов NTP-сервера с часами УСВ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов NTP-сервера производится при наличии расхождении времени NTP-сервера и УСВ.
Сравнение показаний часов сервера управления филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» с часами NTP-сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера управления производится при наличии расхождении времени сервера управления и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» с часами сервера управления филиала ПАО «Россети Сибирь» — «Читаэнерго» осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера сбора данных производится при наличии расхождении времени сервера сбора данных и сервера управления.
Сравнение показаний часов сервера управления филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» с часами NTP-сервера осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера управления производится при наличии расхождении времени сервера управления и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» с часами сервера управления филиала ПАО «Россети Сибирь» — «Бурятэнерго» осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера сбора данных производится при наличии расхождении времени сервера сбора данных и сервера управления.
Сравнение показаний часов счетчика (для ИК № 1) с часами сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» — «Читаэнерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний с часами сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» более ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчика (для ИК № 6) с часами сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» — «Бурятэнерго» осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний с часами сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» более ±2 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» — «Бурятэнерго» осуществляется во время сеанса связи с УСПД, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов УСПД производится при расхождении показаний с часами сервера сбора данных ПАО «Россети Сибирь» — «Бурятэнерго» более ±3 с.
Сравнение показаний часов счетчиков (для остальных ИК) с часами соответствующего УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами соответствующего УСПД более ±3 с.
Цикличность сравнения времени корректируемого и корректирующего компонентов, а также величина порога синхронизации времени являются программируемыми параметрами.
Журналы событий счетчиков, УСПД 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 АО «Читаэнергосбыт» 3 очередь наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне АРМ, типографским способом. Дополнительно заводской номер 002 указывается в формуляре.
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида-Сети». 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 1. Уровень защиты ПО «Пирамида-Сети» от непреднамеренных и преднамеренных изменений — «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО «Пирамида-Сети»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение | |||||||||
| Идентификационное наименование ПО | Binary Pack Controls. dll | Check Data Integrity. dll | Com IECFuncti ons.dll | ComModbu sFunctions. dll | Com StdFunct ions.dll | Date TimeProce ssing.dll | Safe Values DataUp-date.dll | Simple Verify DataStat uses.dll | Summary Check CRC.dll | Values DataProc essing.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 10.5 | |||||||||
| Цифровой идентификатор ПО | EB1984E 0072ACF E1C7972 69B9DB1 5476 | E021CF9 C974DD 7EA9121 9B4D475 4D5C7 | BE77C56 55C4F19F 89A1B412 63A16CE 27 | AB65EF4 B617E4F7 86CD87B 4A560FC 917 | EC9A864 71F3713E 60C1DA D056CD6 E373 | D1C26A2 F55C7FEC FF5CAF8 B1C056F A4D | B6740D34 19A3BC1 A4276386 0BB6FC8 AB | 61C1445 BB04C7 F9BB42 44D4A0 85C6A3 9 | EFCC55 E91291D A6F8059 7932364 430D5 | 013E6FE 1081A4 CF0C2D E95F1B B6EE64 5 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 | |||||||||
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
| Ном ер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электр оэнерг ии | Метрологические характеристики ИК | |||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | УСВ | Границы допускаем ой основной относитель ной погрешнос ти (±6), % | Границы допускаемо й относительн ой погрешност и в рабочих условиях (±6), % | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 1 | ПС 110 кВ Беклемишево, ОРУ-110 кВ, 1 СШ 110 кВ, яч.2, ВЛ-110 кВ СБ-123 (ПС 110 кВ Сосново
Озерская -ПС 110 кВ Беклемишево) |
ТОГФ-110 Кл. т. 0,5 300/5 Рег. № 44640-11 Фазы: А; В; С | НАМИ-110 УХЛ1
Кл. т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 24218-08 Фазы: А; В; С |
A1802RALQ-P4G-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 |
_ | СТВ-01 Рег. № 86603-22 | Сервер сбора данных, сервер управлени я филиала
ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнер го», NTP-сервер |
Актив ная
Реакти вная |
1,0
2,0 |
2,9
4,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 2 | ПС 35 кВ Телемба, РУ-35 кВ, СШ 35 кВ, Ввод 35 кВ Т-1 | ТВИ-35
Кл. т. 0,5S 200/1 Рег. № 37159-08 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС | A1805RL-P4GB-DW-3 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | СТВ-01 Рег. № 86603-22 | Сервер сбора данных, сервер управлени я филиала
ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэне рго», NTP-сервер |
Актив ная
Реакти вная |
1,3
2,5 |
3,3
5,6 |
| 3 | ПС 35 кВ Телемба, РУ-35 кВ, СШ 35 кВ, Ввод 35 кВ Т-2 | ТВИ-35
Кл. т. 0,5 S 200/1 Рег. № 37159-08 Фазы: А; С |
НАМИ-35 УХЛ1 Кл. т. 0,5 35000/100 Рег. № 19813-00 Фазы: АВС | A1805RLXQ-P4G-DW-4
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-11 |
RTU-325L Рег. № 37288-08 | Актив ная
Реакти вная |
1,3
2,5 |
3,3
5,6 |
||
| 4 | ПС 110 кВ Никольская, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч.3, ВЛ-10 кВ ф.Н-З Харауз | ТЛК-СТ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Рег. № 58720-14 Фазы: А; С | НАМИТ-10-2 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 16687-02 Фазы: АВС | A1802RL-P4GB-W-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-06 | RTU-325L Рег. № 37288-08 | Актив ная
Реакти вная |
1,1
2,3 |
3,0
4,6 |
||
| 5 | ТП-349-31 ВЧТ 10 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 400/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С | _ | МИР C-07.05S-230-5(10)-RR-S2T2HQ-D Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 61678-15 | МИР МК Рег. № 73640-18 | Актив ная
Реакти вная |
1,0
2,1 |
3,2
5,5 |
||
| 6 | ПС 35 кВ Муя, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч.10, ВЛ-10 кВ ф.10 Неляты | ТВК-10
Кл. т. 0,5 50/5 Рег. № 8913-82 Фазы: А; С |
НТМИ-10-66 Кл. т. 0,5 10000/100 Рег. № 831-69 Фазы: АВС | НАРТИС-И300-W131-A5SR1-57-5-10A-TN-RS485-P1-EHLMOQ1V-3Z/1-D Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 86200-22 | _ | Актив ная
Реакти вная |
1,3
2,5 |
3,3
5,6 |
||
| 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 указана для ИК №№ 2, 3 для силы тока 2 % ОТ 1ном, для остальных ИК — для силы тока 5 % от 1ном; cos ф = 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 и УСПД на аналогичные утвержденных типов, а также замена серверов без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). Замена оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический 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 | 6 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| сила тока, % от 1ном | |
| для ИК №№ 2, 3 | 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 №№ 2, 3 | 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 и УСПД, °С | |
| температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С | от +5 до +35 от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа А1800: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа МИР С-07: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 290000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 |
| для счетчиков типа НАРТИС-И300:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
320000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД типа RTU-325L:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для УСПД типа МИР МК
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
290000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| для СТВ-01:
среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
100000 |
| 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 типа А1800: | 180 |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 10 |
| при отключении питания, лет, не менее
для счетчиков типа МИР С-07: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
131 |
| при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| для счетчиков типа НАРТИС-И300:
тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее |
90 |
| для УСПД типа RTU-325L: | 40 |
| 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 |
45 |
| для УСПД типа МИР МК: | 5 |
| 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 |
90 |
| для серверов: | 10 |
| 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 источников 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;
— журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
— журнал сервера:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени;
пропадание и восстановление связи с УСПД и со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
— механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера.
— защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков 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).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОГФ-110 | 3 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВИ-35 | 4 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТЛК-СТ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТВК-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные | НАМИ-110 УХЛ1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения антирезонансные трехфазные | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 4 |
| Счетчики электрической энергии | МИР С-07 | 1 |
| Счетчики электроэнергии трехфазные интеллектуальные | НАРТИС-И300 | 1 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-325L | 2 |
| Модемы-коммуникаторы | МИР МК | 1 |
| Серверы точного времени | СТВ-01 | 1 |
| Сервер сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» | _ | 1 |
| Сервер управления филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Читаэнерго» | _ | 1 |
| Сервер сбора данных филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» | _ | 1 |
| Сервер управления филиала ПАО «Россети Сибирь» -«Бурятэнерго» | _ | 1 |
| NTP-сервер | _ | 1 |
| Формуляр | ЭНПР.411711.248.ФО | 1 |
| Методика поверки | _ | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ АО «Читаэнергосбыт» 3 очередь», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312078.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
