Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Агропарк Урал". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Агропарк Урал"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 2

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Агропарк Урал» (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), устройство синхронизации системного времени (УССВ) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер ПАО «ФСК ЕЭС» со специализированным программным обеспечением (СПО) АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп», радиосервер точного времени (РСТВ); сервер ООО «Перспектива» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированное рабочее место (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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на УСПД, где осуществляется накопление и хранение поступающей информации, её передача на сервер ПАО «ФСК ЕЭС» по выделенному каналу связи (основному или резервному), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам, а также передача. На сервере ПАО «ФСК ЕЭС» 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 сервера ПАО «ФСК ЕЭС» информация в виде xml-файлов формата 80020 передается на сервер ООО «Перспектива» по каналу связи сети Internet.

Передача информации от сервера ООО «Перспектива» 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 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния 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.

Результаты измерений электроэнергии передаются в целых числах кВтч и соотнесены с единым календарным временем.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы УСПД, часы сервера ПАО «ФСК ЕЭС», часы сервера ООО «Перспектива», устройство синхронизации системного времени (УССВ), синхронизирующее часы измерительных компонентов по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника, радиосервер точного времени (РСТВ).

Также СОЕВ имеет доступ к серверу синхронизации шкалы времени по протоколу NTP - NTP-серверу ФГУП «ВНИИФТРИ», обеспечивающему передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-серверов первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Контроль показаний времени часов сервера ООО «Перспектива» осуществляется 1 раз в час, коррекция часов сервера производится при расхождении на величину более ±2 с. Сравнение часов сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия.

Сравнение показаний часов сервера ПАО «ФСК ЕЭС» с РСТВ осуществляется автоматически. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний часов с РСТВ на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД с единым координированным временем UTC (обеспечивается подключенным к нему УССВ) осуществляется автоматически, корректировка часов УСПД производится при расхождении на величину более ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±2 с.

Журналы событий счетчика, УСПД и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется специализированное программное обеспечение Автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии ЕНЭС (Метроскоп) (СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп)) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) используется при коммерческом учете электрической энергии и обеспечивает обработку, организацию учета и хранения результатов измерений, а также их отображение, распечатку с помощью принтера и передачу в форматах, предусмотренных регламентом ОРЭ. Метрологически значимая часть СПО АИИС КУЭ ЕНЭС (Метроскоп) указана в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

СПО АИИС КУЭ ЕНЭС «Метроскоп»

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 1.0.0.4

Цифровой идентификатор ПО

26B5C91CC43C05945AF7A3 9C9EBFD218

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Идентификационное наименование ПО

ПО «АльфаЦЕНТР», ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 15.07.07

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер

Вид

элек-

триче-

ской

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Устрой

ство

синхро

низации

времени

Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ПС 500 кВ Кропа-чево, ОРУ 110 кВ,

1 СШ 110 кВ, яч.№17,

КВЛ 110 кВ Кропа-чево - Агрокомплекс I цепь

ТГМ-110 Кл.т. 0,2S 500/5 Рег. № 59982-15 Фазы: А; В; С

CPB 123 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 15853-96 Фазы: А; В; С

А1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

RTU-325 Рег. № 37288-08

РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12

Сервер

ПАО

«ФСК

ЕЭС»

Сервер

ООО

«Пер-

спекти-

ва»

Актив

ная

Реак

тивная

0,6

1,1

1.5

2.5

2

ПС 500 кВ Кропа-чево, ОРУ 110 кВ, 2 СШ 110 кВ, яч.№18,

КВЛ 110 кВ Кропа-чево - Агрокомплекс II цепь

ТГМ-110 Кл.т. 0,2S 500/5 Рег. № 59982-15 Фазы: А; В; С

CPB 123 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 15853-96 Фазы: А; В; С

А1802RALQ-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11

Актив

ная

Реак

тивная

0,6

1,1

1.5

2.5

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1 СШ:

CPB 123 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Сервер

ПАО

«ФСК

ЕЭС»

ТФЗМ 123

Рег. № 15853-96

РСТВ-01-01 Рег. № 40586-12

Актив-

ПС 500 кВ Кропа-

Кл.т. 0,2S

Фазы: А; В; С

EA02RAL-P4B -4

RTU-325

ная

0,6

1,5

3

чево, ОРУ 110 кВ,

2000/5

Кл.т. 0,2S/0,5

Рег. №

Сервер

ООО

«Пер-

спекти-

ва»

ОВГ 110 кВ

Рег. № 49584-12

2 СШ:

Рег. № 16666-07

37288-08

Реак-

1,1

2,5

Фазы: А; В; С

CPB 123 Кл.т. 0,2

110000/V3/100/V3

Рег. № 15853-96 Фазы: А; В; С

тивная

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ ±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 1ном, cosj = 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 и РСТВ на аналогичные утвержденных типов, а также замена УССВ и 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.

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

3

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином

от 95 до 105

ток, % от 1ном

от 1 до 120

коэффициент мощности еоБф

0,9

частота, Г ц

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

ток, % от 1ном

от 1 до 120

коэффициент мощности еоБф

от 0,5 до 1,0

частота, Г ц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков,

°С

от +5 до +40

температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С

от +5 до +40

температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С

от +15 до +25

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа Альфа А1800:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

120000

среднее время восстановления работоспособности, ч

24

для счетчиков типа ЕвроАльфа:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

80000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСПД:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

24

для РСТВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

55000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УССВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера ПАО «ФСК ЕЭС»:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

для сервера ООО «Перспектива»:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

100000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков типа Альфа А1800:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

180

при отключении питания, лет, не менее

30

1

2

для счетчиков типа ЕвроАльфа:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

74

при отключении питания, лет, не менее

5

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

5

для серверов:

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 по электронной почте.

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

-    журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; пропадание и восстановление связи со счетчиком.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательной коробки;

УСПД;

сервера.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика 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).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки 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.

Трансформаторы тока

ТГМ-110

6

Трансформаторы тока

ТФЗМ 123

3

Трансформаторы напряжения

СРВ 123

6

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные

Альфа А1800

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ЕвроАльфа

1

Устройства сбора и передачи данных

RTU-325

1

Радиосерверы точного времени

РСТВ-01-01

1

У стройство синхронизации системного времени

1

Сервер ПАО «ФСК ЕЭС»

Сервер, совместимый с платформой х86

1

Сервер ООО «Перспектива»

Сервер, совместимый с платформой х86

1

Методика поверки

МП ЭПР-133-2019

1

Паспорт-формуляр

ЭНСТ.411711.194.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-133-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Агропарк Урал». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»

22.01.2019 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

-    термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

-    вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22029-10).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Агропарк Урал», свидетельство об аттестации № 151/RA.RU.312078/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Агропарк Урал»»

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание