Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Белла» (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Белла» (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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 — 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.
2- й уровень — измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее — ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (далее — УСПД) ИВКЭ, каналообразующую аппаратуру.
3- й уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя коммуникационный сервер ПАО «Россети МР» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени УСВ-3/ сервер точного времени СТВ-01 (далее — УССВ), коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт» и сервер базы данных ООО «Энергопромсбыт» с ПК «Энергосфера», устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее — УСВ-3), 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, 2 цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее измерительная информация от УСПД по защищённому каналу передачи данных (локальная сеть ПАО «Россети МР») поступает на коммуникационный сервер ПАО «Россети МР», где 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.
От коммуникационного сервера ПАО «Россети МР» информация в виде xml-файлов установленных форматов поступает на коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт» по каналу связи сети Internet.
Для измерительных каналов (ИК) №№ 3, 4 цифровой сигнал с выходов счетчиков через коммуникационное оборудование (GPRS терминал) поступает на коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт». На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации на сервере базы данных ООО «Энергопромсбыт», оформление отчетных документов.
Передача информации производится через удаленный АРМ субъекта ОРЭМ или от коммуникационного сервера ООО «Энергопромсбыт» верхнего уровня системы в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится с верхнего уровня настоящей системы или с АРМ энергосбытовой организации по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet.
Коммуникационный сервер ООО «Энергопромсбыт» имеет возможность принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК.
Для ИК № 1, 2 устройство синхронизации времени УСВ-3 (основное) и сервер точного времени СТВ-01 (резервный) обеспечивают передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU). При этом допускается, что в работе находится только УСВ-3 (основное), а сервер точного времени СТВ-01 (резервный) используется как резервное устройство синхронизации времени. Сравнение шкалы времени коммуникационного сервера ПАО «Россети МР» со шкалой времени УСВ-3 осуществляется 1 раз в час. Независимо от величины расхождений проводится коррекция шкалы времени коммуникационного сервера ПАО «Россети МР».
Сравнение шкалы времени УСПД со шкалой времени коммуникационного сервера ПАО «Россети МР» осуществляется при каждом сеансе связи с УСПД, но не реже 1 раза в сутки. При наличии расхождения шкал времени коммуникационного сервера ПАО «Россети МР» и УСПД равном или более ±2 с, проводится коррекция шкалы времени УСПД.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени УСПД осуществляется при каждом сеансе связи с УСПД, но не реже 1 раза в сутки. При наличии расхождения шкал времени УСПД и счетчиков равном или более ±2 с, проводится коррекция шкал времени счетчиков.
Для ИК № 3, 4 УСВ-3 обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU). Сравнение шкалы времени коммуникационного сервера ООО «Энергопромсбыт» со шкалой времени УСВ-3 осуществляется 1 раз в час. При наличии расхождения шкал времени УСВ-3 и коммуникационного сервера ООО «Энергопромсбыт» равном или более ±1 с, проводится коррекция шкалы времени коммуникационного сервера ООО «Энергопромсбыт».
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени коммуникационного сервера ООО «Энергопромсбыт» осуществляется при каждом сеансе связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. При наличии расхождения шкал времени коммуникационного сервера ООО «Энергопромсбыт» и счетчиков равном или более ±1 с, проводится коррекция шкал времени счетчиков, коррекция осуществляется не чаще 1 раза в сутки.
Журналы событий счетчиков электроэнергии содержат сведения о времени и величине (дата, часы, минуты, секунды) коррекции шкал времени счетчиков.
Журналы событий серверов и УСПД содержит сведения о времени (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождении времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение заводского номера на конструкцию средства измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер 001. Заводской номер указывается в формуляре на АИИС КУЭ типографским способом. Формат, способ и места нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав ИК АИИС КУЭ, приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО ПК «Энергосфера», в состав которых входят модули, указанные в таблице 1 ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО ПК «Энергосфера» обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО ПК «Энергосфера».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| ПО «АльфаЦЕНТР» (коммуникационный сервер ПАО «Россети МР») | |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c5 4 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
таблицы 1
| 1 | 2 |
| ПК «Энергосфера» (коммуникационный сервер и сервер базы данных ООО «Энергопромсбыт») | |
| Идентификационное наименование ПО | pso_metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 7.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814 b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» и ПО ПК «Энергосфера» не влияют на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений — «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД/ УССВ | Границы основной погрешности, (S), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (6), % | |||
| 1 | ПС 110 кВ Сирена, РУ 6 кВ, секция I Б 6 кВ, яч. 8, КЛ 6 кВ | ТЛК-СТ Кл. т. 0,2S Ктт 1500/5 Рег. № 58720-14 | НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
A1802RALXQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
RTU-327L Рег. № 41907-09/ УСВ-3 Рег. № 64242-16 СТВ-01 Рег. № 86603-22 | активная
реактивная |
±0,8
±1,7 |
±1,6
±2,6 |
| 2 | ПС 110 кВ Сирена, РУ-6 кВ, секция II А 6 кВ, яч.45, фид. №45 | ТЛК-СТ Кл. т. 0,2S Ктт 1500/5 Рег. № 58720-14 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 16687-07 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная
реактивная |
±0,8
±1,7 |
±1,6
±2,6 |
|
| 3 | РП-2 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 6 | ТЛО-10
Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 25433-11 |
НАЛИ-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 6300/100 Рег. № 70747-18 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная
реактивная |
±1,0
±2,6 |
±2,9
±4,7 |
| 4 | РП-2 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 11 | ТЛО-10
Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 25433-11 |
НАЛИ-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктн 6300/100 Рег. № 70747-18 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная
реактивная |
±1,0
±2,6 |
±2,9
±4,7 |
|
Продолжение таблицы 2
| Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU), (А), с | ±5 |
| Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд, !=0,02-1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 — 4 от 5 °C до плюс 35 °C. 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. 5 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов. 6 Допускается замена серверов АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 7 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией, не ниже указанной в описании типа средств измерений. 8 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. |
|
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 — Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 4 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| — напряжение, % от Uhom | от 99 до 101 |
| — ток, % От Ihom | от 100 до 120 |
| — частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| — коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| — температура окружающей среды, ОС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| — напряжение, % От Uhom | от 90 до 110 |
| — ток, % От Ihom | от 2 до 120 |
| — коэффициент мощности cos9 | От 0,5 инд дО 0,8 емк |
| — частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| — температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС
— температура окружающей среды в месте расположения |
от -45 до +40 |
| счетчиков, ОС | от +5 до +35 |
| — температура окружающей среды в месте расположения | |
| серверов, ОС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| — среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчика A18O2RALXQ-P4GB-DW-4 | 120000 |
| для счетчика СЭТ-4ТМ.03М | 220000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: | 2 |
| — среднее время наработки на отказ не менее, ч для RTU-327L | 250000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч УСВ-3: | 24 |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время | 45000 |
| восстановления работоспособности, ч | 2 |
| СТВ-01 | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время | 100000 |
| восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| — среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации
Счетчики: — тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
113 |
| — при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| УСПД:
— суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу, суток, не менее |
210 |
| — сохранение информации при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| Сервер:
— хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее |
3,5 |
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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
— журнал счетчика:
— параметрирования;
— пропадания напряжения;
— коррекции времени в счетчике;
— результат самодиагностики;
— перерывы питания;
— журнал УСПД:
— параметрирования;
— пропадания напряжения;
— коррекции времени в счетчике и УСПД;
— пропадание и восстановление связи со счетчиком;
— результат самодиагностики;
— перерывы питания;
— журнал серверов:
— параметрирования;
— пропадания напряжения;
— коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере БД;
— пропадание и восстановление связи со счетчиком;
— результат самодиагностики;
— перерывы питания.
Защищённость применяемых компонентов:
— механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
— счетчика;
— промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
— испытательной коробки;
— УСПД;
— сервера;
— защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
— счетчика;
— УСПД;
— сервера.
Возможность коррекции времени в:
— счетчиках (функция автоматизирована);
— УСПД (функция автоматизирована);
— ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
— о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
— измерений 30 мин (функция автоматизирована);
— сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТЛК-СТ | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-НТЗ | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | A1802RALXQ-P4GB-DW-
4 |
2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Сервер точного времени | СТВ-01 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327L | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 2 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Формуляр | СНДЛ.411711.218.ЭД.ФО | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Белла», аттестованном ООО «Спецэнергопроект», г. Москва. Уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312236.
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 59793-2021 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
