Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Разрез Богатырь» (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 «Разрез Богатырь» (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 — измерительно-информационные комплексы (далее по тексту — ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту — ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту — ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее — счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Номера, состав, метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в Таблицах 3, 4.
2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс регионального Центра энергоучета (ИВКЭ) в отношении ИК №3, реализован на базе устройств сбора и передачи данных (УСПД) типа ЭКОМ-3000, выполняющих функции сбора, хранения результатов измерений и передачи их на уровень ИВК.
3-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту — ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, устройства синхронизации системного времени (далее по тексту — УССВ) на базе блока коррекции времени ЭНКС-2 и устройства синхронизации времени УСВ-3, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (далее по тексту — АРМ) и программное обеспечение (далее по тексту — ПО) программный комплекс (далее по тексту — ПК) «Энергосфера» в отношении ИК №№ 1, 2, а также ПК «ГОРИЗОНТ» в отношении ИК № 3.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика. 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 ИК №№ 1, 2 поступает на сервер АИИС КУЭ в составе верхнего — второго уровня системы, цифровой сигнал с выходов счетчика ИК № 3 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД. С УСПД данные передаются по каналу связи на уровень ИВК.
На верхнем — третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
Передача информации от сервера в заинтересованные организации осуществляется в виде xml-файлов установленных форматов в соответствии с положением о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности. Передача информации в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ), в филиал АО «СО ЕЭС» осуществляется с АРМ энергосбытовых организаций.
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию, получаемую посредством интеграции и/или в формате XML-макетов в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet, от АИИС КУЭ утвержденного типа.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее по тексту — СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК, ИВКЭ и ИВК).
Сервер АИИС КУЭ оснащен УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС -приемников. Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ со шкалой времени УССВ осуществляется во время сеанса связи с УССВ. При наличии расхождения более ±0,1 с (программируемый параметр) сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ.
УСПД синхронизируются от уровня ИВК. Периодичность сравнения показаний часов осуществляется не реже 1 раза в сутки. Корректировка времени компонентов АИИС КУЭ происходит при превышении уставки коррекции времени. Уставка коррекции времени настраивается с учетом обеспечения допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ и не должна превышать величину ±2 с (параметр программируемый).
Сравнение показаний часов счетчика ИК № 3 и УСПД происходит при каждом сеансе связи счетчик — УСПД. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более чем 2 с (параметр программируемый).
Сравнение шкалы времени счетчиков ИК №№ 1, 2 со шкалой времени сервера АИИС КУЭ осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, с периодичностью не реже 1 раза в сутки. При обнаружении расхождения шкалы времени счетчика от шкалы времени сервера АИИС КУЭ равного ±3 с (программируемый параметр) и более, производится синхронизация шкалы времени счетчика.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика, УСПД и сервера АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ 055) указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером в составе уровня ИВК.
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «Энергосфера» в отношении ИК №№ 1, 2, указанные в Таблице 3, сведения об используемом ПО приведены в Таблице 1.
ПО ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту ПО 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 данные (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 |
В АИИС КУЭ используется ПО ПК «ГОРИЗОНТ» в отношении ИК №3, указанные в Таблице 3, сведения об используемом ПО приведены в Таблице 2.
ПО ПК «ГОРИЗОНТ» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «ГОРИЗОНТ».
Таблица 2 — Идентификационные данные ПО__________________________________________
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «ГОРИЗОНТ»
Библиотека Eac.MetrologicallySignificantComponents.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 1.13 |
| Цифровой идентификатор ПО | 54b0a65fcdd6b713b20fff43655da81b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО ПК «Энергосфера», ПО ПК «ГОРИЗОНТ» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в Таблицах 3, 4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений — «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики приведены в Таблице 3.
Таблица 3 — Номера, состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ УССВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ВЛ-35 кВ Л-35144, отпайка ВЛ-35 кВ Л-35144, опора № б/н, Реклоузер-35 кВ | ТОЛ-СВЭЛ Кл.т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 70106-17 | НАМИ
Кл.т. 0,5 Ктн 35000/100 Рег. № 60002-15 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | -/ ЭНКС-2 Рег. № 37328-15 | активная реактивная | ±1,2
±2,8 |
±4,0
±6,9 |
| 2 | ВЛ-0,4 кВ № 2, отпайка ВЛ-0,4 кВ № 2 опора № 3/9, ПКУ-0,4 кВ | Т-0,66
Кл.т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 67928-17 |
— | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±3,0
±5,5 |
|
| 3 | ПС 110 кВ Дорогино, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 7, КЛ-10 кВ ф. 3 | ТОЛ-НТЗ Кл.т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 69606-17 | НАМИ-10-95УХЛ2
Кл.т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 20186-00 |
СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | ЭКОМ-3000 Рег. № 17049-14 /
УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
активная реактивная | ±1,1
±2,6 |
±2,8
±5,3 |
Продолжение Таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, 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 cos9 = 0,8 инд 1=0,02^1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков для ИК от — 40 до + 60 °C. 4 Кл. т. — класс точности, Ктт — коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн — коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № — регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений. 5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 3, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение метрологических характеристик. 6 Допускается замена УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов. 7 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 8 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений. 9 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
||||||||
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 4.
Таблица 4 — Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 3 |
| 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 | От 0,5 инд дО 0,8 емк |
| — частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| — температура окружающей среды для ТТ и ТН, ОС | от -45 до +40 |
| — температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС
— температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС — температура окружающей среды в месте расположения УСПД, ОС |
от -40 до +60 |
| — температура окружающей среды в месте расположения УССВ, ОС | от +10 до +30 |
| от +10 до +25 | |
| от -40 до +70 | |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
| — среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| — среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСПД: | |
| — среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УССВ: | |
| — среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| — тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 45 |
| — при отключении питания, год, не менее Сервер: | 30 |
| — хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, год, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
— защита от кратковременных сбоев питания сервера, 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:
— связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
— коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
— формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
— отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
— перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
— журнал УСПД:
— параметрирования;
— пропадания напряжения;
— коррекции времени в счетчиках и УСПД;
— пропадание и восстановление связи со счетчиком.
— журнал сервера:
— изменение значений результатов измерений;
— изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
— факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
— пропадание питания;
— замена счетчика;
— полученные с уровней ИИК «Журналы событий».
Защищённость применяемых компонентов:
— механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
— электросчетчика;
— 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 титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в Таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СВЭЛ | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Устройство сбора и передачи данных | ЭКОМ-3000 | 1 |
| Блок коррекции времени | ЭНКС-2 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «ГОРИЗОНТ» | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Паспорт-формуляр | ТЕРЦ.100.00.055 ПФ | 1 |
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Разрез Богатырь», разработанном ФБУ «Нижегородский ЦСМ», г. Нижний Новгород, уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц Росаккредитации 01.00269-2013.
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 59793-2021 «Информационные технологии (ИТ). Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
