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

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "ГоЭлРо", ООО "Азов-ТЭК", ООО "Кубаньэнергосервис"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 1
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГоЭлРо», ООО «Азов-ТЭК», ООО «Кубаньэнергосервис» (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 двухуровневую 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 (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места персонала (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 входы соответствующего GSM-модема, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер, 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.

Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленного формата от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).

Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется посредством отправки по протоколу SMTP по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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 сервера и УСВ.

Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется в автоматическом режиме каждые 10 мин. Корректировка часов сервера при расхождении показаний часов сервера с УСВ на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков выполняется автоматически при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±1 с.

Журналы событий счетчиков 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 программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО 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 указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac_metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

не ниже 15.07

Цифровой идентификатор ПО

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

ПО

MD5

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

Измерительные компоненты

Сервер/УСВ

Вид

электро

энергии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), %

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

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 110 кВ Боровле-во, ОРУ-110кВ, линейный портал, ввод отпайки от ВЛ-110 кВ Лазурная-Пролетарская 1 цепь

ТВГ-110 Кл.т. 0,5 500/5 Рег. № 22440-07 Фазы: А; В; С

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-13 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

HP ProLiant DL380 G7 E

УСВ-2 Рег. № 41681-09

Актив

ная

Реак

тивная

1, 1

2,3

3,0

4,7

2

ПС 110 кВ Боровле-во, ОРУ-110кВ, линейный портал, ввод отпайки от ВЛ-110 кВ Лазурная-Пролетарская 2 цепь

ТВГ-110 Кл.т. 0,5 500/5 Рег. № 22440-07 Фазы: А; В; С

НАМИ-110 УХЛ1 Кл.т. 0,5

110000/V3/100/V3

Рег. № 24218-13 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12

Актив

ная

Реак

тивная

1, 1

2,3

3,0

4,7

3

ЦРП-10кВ, 1 Сек 10кВ, яч. №7, Ввод 10кВ №1

ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S 400/5 Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С

ЗН0ЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 51676-12 Фаза: А ЗН0ЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 69604-17 Фазы: В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17

Актив

ная

Реак

тивная

1,3

2,5

3,4

5,7

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ТОЛ-НТЗ-10

ЗНОЛП-НТЗ-10

Актив-

ЦРП-10кВ, 2 Сек

Кл.т. 0,5S

Кл.т. 0,5

СЭТ-4ТМ.03М.01

ная

1,3

3,4

4

10кВ, яч. №12, Ввод

400/5

10000/V3/100/V3

Кл.т. 0,5S/1,0

HP ProLiant

10кВ №2

Рег. № 69606-17 Фазы: А; В; С

Рег. № 69604-17 Фазы: А; В; С

Рег. № 36697-17

DL380 G7 E

Реак

тивная

2,5

5,7

5

ПС 110 кВ Славянская, КРУН-10кВ №3, 3 СШ 10кВ,

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5S 300/5

НОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Меркурий 234 ARTM2-00 DPB.G Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11

УСВ-2 Рег. № 41681-09

Актив

ная

1,3

3,4

яч.4, КВЛ-10кВ

Рег. № 32139-11

Рег. № 35955-12

Реак-

2,5

5,7

Ф.С-31

Фазы: А; В; С

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 для ИК №№ 3-5 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % 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 УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также замена сервера 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

Количество ИК

5

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином

от 95 до 105

ток, % от 1ном

для ИК №№ 3-5

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности еоБф

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

ток, % от 1ном

для ИК №№ 3-5

от 1 до 120

для остальных ИК

от 5 до 120

коэффициент мощности еоБф

от 0,5 до 1,0

частота, Гц

от 49,6 до 50,4

температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

от +10 до +40

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от +15 до +20

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный номер в

Федеральном информационном фонде 36697-12):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для счетчиков типов Меркурий 234 и СЭТ-4ТМ.03М

(регистрационный номер в Федеральном информационном фонде

36697-17):

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

220000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для УСВ:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

35000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

70000

среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

113

при отключении питания, лет, не менее

10

для счетчиков типа Меркурий 234:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

170

при отключении питания, лет, не менее

10

для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний

средств измерений, лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

защита от кратковременных сбоев питания сервера 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 сервера: параметрирования; пропадания напряжения;

коррекции времени в счетчике и сервере; 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;

сервера.

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

счетчика электрической энергии; сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (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.

1

2

3

Трансформаторы тока встроенные

ТВГ-110

6

Трансформаторы тока

Т0Л-НТЗ-10

6

Трансформаторы тока

Т0Л-СЭЩ-10

3

1

2

3

Трансформаторы напряжения антирезонансные однофазные

НАМИ-110 УХЛ1

6

Трансформаторы напряжения

ЗНОЛП-НТЗ-10

6

Трансформаторы напряжения

НОЛ-СЭЩ-10

3

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

4

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 234

1

Устройства синхронизации времени

УСВ-2

1

Сервер

HP ProLiant DL380 G7 E

1

Методика поверки

МП ЭПР-219-2019

1

Формуляр

МЭС.695000.027.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-219-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГоЭлРо», ООО «Азов-ТЭК», ООО «Кубаньэнергосервис». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 05.12.2019 г.

Основные средства поверки:

-    в соответствии с методиками поверки средств измерений, входящих в состав АИИС КУЭ;

-    радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);

-    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 «ГоЭлРо», ООО «Азов-ТЭК», ООО «Кубаньэнергосервис», свидетельство об аттестации № 251/RA.RU.312078/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГоЭлРо», ООО «Азов-ТЭК», ООО «Кубаньэнергосервис»

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