Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тверьобэнергосбыт» («Гиперглобус», г. Тверь) (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), включающий в себя сервер сбора данных (сервер СД), сервер баз данных (сервер БД ), программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), автоматизированные рабочие места (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 соответствующий GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер СД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и передача на сервер БД. На сервере БД осуществляется хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от сервера БД в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с использованием электронной цифровой подписи субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты 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, 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера СД и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера СД с УСВ осуществляется каждый час. Корректировка часов сервера СД производится при наличии расхождения показаний часов сервера СД с УСВ на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера СД осуществляется при каждом
сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера СД на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков и серверов 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 ПО «АльфаЦЕНТР». 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 указана
в таблице 1 .
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа! | ЕНТ Т Р» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E73 6B7F3 80863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| | | Измерительные компоненты | | | Метрологические характеристики ИК |
| Но- | | | | | | | Вид | Границы до- | Границы до- |
| мер ИК | Наименование | | | | | Сервер | электри | пускаемой ос | пускаемой от |
| точки измерении | ТТ | ТН | Счетчик | УСВ | ческой энергии | новной относительной погрешности (±5), % | носительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | РП 10 кВ Октябрьская, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 15, КЛ-10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т 0,5 400/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | А1805RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11 | | | Актив ная | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № 32139-11 Фазы: А; В; С | Рег. № 35956-12 Фазы: А; В; С | | | Реактив ная | 2,5 | 5,7 |
| 2 | РП 10 кВ Октябрьская, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 25, КЛ-10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т.0,5 400/5 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | А1805RAL-P4G-DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11 | | | Актив ная | 1,3 | 3,3 |
| | Рег. № 32139-11 | Рег. № 35956-12 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | | Реактив | 2,5 | 5,7 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | IBM System | ная | | |
| | КТПН 10 кВ Ги | ТОЛ-СЭЩ-10 | НОЛ-СЭЩ-10 | А1805RAL-P4G- | x3650 | Актив- | 1,3 | 3,3 |
| 3 | перглобус, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 4, КЛ-10 кВ | Кл.т. 0,5 400/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11 | | | ная |
| | Рег. № 32139-11 | Рег. № 35955-12 | | | Реактив | 2,5 | 5,7 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: А; С | | | ная | | |
| | КТПН 10 кВ Ги | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 400/5 | НОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | А1805RAL-P4G- | | | Актив- | 1,3 | 3,3 |
| 4 | перглобус, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 9, КЛ-10 кВ | DW-4 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 31857-11 | | | ная |
| | Рег. № 32139-11 Фазы: А; В; С | Рег. № 35955-12 Фазы: А; С | | | Реактив ная | 2,5 | 5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 5 | ПС 110/10 «Пролетарская» ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. №19 ф.№19 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 | НТМИ-10-66УЗ Кл.т. 0,5 10000/100 | А1802RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Актив ная | 1,1 | 3,0 |
| | Рег. № 1856-63 | Рег. № 831-69 | | | Реактив | 2,3 | 4,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | ная | | |
| 6 | ПС 110/10 «Пролетарская» ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. №32 ф.№32 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 | НТМИ-10-66УЗ Кл.т. 0,5 10000/100 | А1802RL-P4GB-DW-4 Кл.т. 0,2 S/0,5 Рег. № 31857-11 | | | Актив ная | 1,1 | 3,0 |
| | Рег. № 1856-63 Фазы: А; С | Рег. № 831-69 Фазы: АВС | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | IBM System | Реактив ная | 2,3 | 4,7 |
| 7 | РП -46 10 кВ РУ 10 кВ 1 СкШ | ТОЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 S 100/5 | ЗНОЛП-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | Меркурий 234 АЯТМ-00 PB.G Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 48266-11 | x3650 | Актив ная | 1,3 | 3,4 |
| | яч. №3 | Рег. № 69606-17 | Рег. № 69604-17 | | | Реактив | 2,5 | 5,7 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | ная | | |
| | | ТОЛ-НТЗ-10 | ЗНОЛП-НТЗ-10 | Меркурий 234 АЯТМ-00 PB.G Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 48266-11 | | | Актив | | |
| 8 | РП -46 10 кВ РУ 10 кВ 2 СкШ | Кл.т. 0,5 S 100/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | | | ная | 1,3 | 3,4 |
| | яч. №4 | Рег. № 69606-17 | Рег. № 69604-17 | | | Реактив- | 2,5 | 5,7 |
| | | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | ная | | |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях относительно шкалы времени UTC(SU) | ±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 № 7, 8 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - для тока 5 % от 1ном; еоБф = 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 | 8 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от №ом | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | |
| для ИК №№ 7, 8 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 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 | |
| ток, % от 1ном | от 90 до 110 |
| для ИК №№ 7, 8 | |
| для остальных ИК | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | от 5 до 120 |
| частота, Гц | от 0,5 до 1,0 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, | от -45 до +40 |
| °С | от +5 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения серверов, °С | от +10 до +35 |
| 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 | 2 |
| для счетчиков типа Меркурий 234: | |
| 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 | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для серверов: | |
| 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 |
| для счетчиков типа Меркурий 234: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 170 |
| при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| для серверов: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
защита от кратковременных сбоев питания серверов 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 счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.
- журнал серверов: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
серверов.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков электрической энергии; серверов.
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 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 12 |
| Трансформатор тока измерительные | ТВЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-НТЗ-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НОЛ-СЭЩ-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66УЗ | 2 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-НТЗ-10 | 6 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | Альфа А1800 | 6 |
| Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 234 | 2 |
| Устройства синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер СД | IBM System x3650 | 1 |
| Сервер БД | — | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-310-2020 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 0406-202-ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-310-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тверьобэнергосбыт» («Гиперглобус», г. Тверь). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 11.11.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчиков Альфа А1800 - по документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г. и документу ДЯИМ.411152.018 МП «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Дополнение к методике поверки», утвержденному в 2012 г.;
- счетчиков Меркурий 234 - по документу АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки» с изменением № 2, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.08.2017 г.;
- УСВ-3 - по документу РТ-МП-3124-441-2016 «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
- блок коррекции времени ЭНКС-2 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 37328-15);
- 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 «Тверьобэнергосбыт» («Гиперглобус», г. Тверь), аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», аттестат аккредитации № RA.RU.312078 от 07.02.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тверьобэнергосбыт» («Гиперглобус», г. Тверь)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
80633-20: Методика поверки МП ЭПР-310-2020Скачать8.4 Мб