Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СДК», ООО «БЩЗ» (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) «Альфа.Т ЦЕНТР», 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.
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (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 формата 80020 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 сервера. 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.
Сравнение показаний часов сервера с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью модуля ПО «АльфаЦЕНТР» (АС_Т) с использованием протокола NTP версии 4.0 в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 мин, коррекция часов осуществляется независимо от величины расхождений.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин). Корректировка часов счетчика выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.
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 ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Сервер | Вид электрической энергии | Метрологические И | характеристики К |
| ТТ | ТН | Счетчик | Г раницы 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 Мансурово (ПС-70), ввод 6 кВ Т-1 | ТПШЛ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 1423-60 Фазы: А; С | НОМ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 159-49 Фазы: А; С | ПСЧ-4ТМ.05М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,4 5,9 |
| 2 | ПС 110 кВ Мансурово (ПС-70), ввод 6 кВ Т-2 | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 2000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; В; С | НОМ-6 Кл.т. 0,5 6000/V3/100/V3 Рег. № 159-49 Фазы: А; С | ПСЧ-4ТМ.05М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,4 5,9 |
| 3 | ПС 110 кВ Мансурово (ПС-70), ввод 6 кВ ТСН-1 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 2363-68 Фазы: А; С | 1 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,4 5,9 |
| 4 | ПС 110 кВ Мансурово (ПС-70), ввод 6 кВ ТСН-2 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | 2 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,4 5,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ПС 110 кВ Мансурово | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | 1 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05М.01 | | Активная | 1,3 | 3,4 |
| 5 | (ПС-70), ЗРУ-6 кВ, 1 Сек 6 кВ, яч. 8 | 150/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,5 | 5,9 |
| | ПС 110 кВ Мансурово | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | 1 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05М.01 | | Активная | 1,3 | 3,4 |
| 6 | (ПС-70), ЗРУ-6 кВ, 1 Сек 6 кВ, яч. 13 | 150/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,5 | 5,9 |
| | ПС 110 кВ Мансурово | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | 2 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05М.01 | HP Proliant | Активная | 1,3 | 3,4 |
| 7 | (ПС-70), ЗРУ-6 кВ, 2 Сек 6 кВ, яч. 29 | 150/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | DL160 Gen8 E5-2603 | Реактив ная | 2,5 | 5,9 |
| | ПС 110 кВ Мансурово | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | 2 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05М.01 | | Активная | 1,3 | 3,4 |
| 8 | (ПС-70), ЗРУ-6 кВ, 2 Сек 6 кВ, яч. 36 | 150/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,5 | 5,9 |
| | ПС 110 кВ Мансурово | ТПЛ-10У3 Кл.т. 0,5 | 2 С.Ш.: НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | ПСЧ-4ТМ.05М.01 | | Активная | 1,3 | 3,4 |
| 9 | (ПС-70), ЗРУ-6 кВ, 2 Сек 6 кВ, яч. 38 | 400/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,5 | 5,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ПС 110 кВ МММЗ, ЗРУ- | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| 10 | 6кВ, 1 с.ш. 6 | 200/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив- |
| | кВ, яч. №11 Ф. | Рег. № 1276-59 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 46634-11 | | 2,5 | 5,7 |
| | Щебзавод-1 | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | ная | | |
| | ПС 110 кВ МММЗ, ЗРУ-6 | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | HP Proliant | Активная | 1,3 | 3,3 |
| 11 | кВ, 2 с.ш. 6 кВ, | 200/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | DL160 Gen8 | Реактив- |
| | яч. №21 Ф. | Рег. № 15128-07 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 46634-11 | E5-2603 | 2,5 | 5,7 |
| | Щебзавод-2 | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | ная | | |
| | | ТОЛ-10-I | ЗНОЛ.06 | | | Активная | | |
| | | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | | 1,3 | 3,4 |
| 12 | КРУН-6 кВ №2 | 75/5 Рег. № 47959-11 | 6000/V3/100/V3 Рег. № 3344-08 | Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 46634-11 | | Реактив ная | 2,5 | 5,9 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | | |
| 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 5 % от !ном; 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 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 | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | 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 | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | 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 | |
| для ИК №№ 1-9, 12, °С | от -10 до +40 |
| для ИК №№ 10, 11, °С | от +10 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +10 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05МК: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| 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: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 113 |
| 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. |
| Трансформаторы тока | ТПШЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛШ-10 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 12 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10У3 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 2 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОЛ-10-I | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НОМ-6 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 9 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 3 |
| Сервер | HP Proliant DL160 Gen8 E5-2603 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-163-2019 | 1 |
| Формуляр | ЭНПР.411711.016.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-163-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «СДК», ООО «БЩЗ». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»
23.04.2019 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 «СДК», ООО «БЩЗ», свидетельство об аттестации № 186/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СДК», ООО «БЩЗ»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
75240-19: Методика поверки МП ЭПР-163-2019Скачать11.4 Мб