Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Владимирский стандарт» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер баз данных (далее - БД), автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ).
АРМ субъекта ОРЭМ по сети Internet с использованием электронной подписи (ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, принимающим сигналы точного времени от глобальных навигационных спутниковых систем (ГНСС) ГЛОНАСС/GPS. УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчиков и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Он е ем о Я | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | i=i pq УУ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ТП-10 кВ №13-11, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, Яч.1 | ЗНТОЛП-НТЗ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5S Ктт 250/5 Рег. № 55601-13 | ЗНТ0ЛП-НТЗ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 55601-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | -/ УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±2,8 ±4,2 |
| 2 | ТП-10 кВ №13-11, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, Яч.7 | ЗНТОЛП-НТЗ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5S Ктт 250/5 Рег. № 55601-13 | ЗНТ0ЛП-НТЗ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 55601-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±2,8 ±4,2 |
| 3 | ТП-10 кВ №13-12, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, Яч.2 | ЗНТОЛП-НТЗ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 55601-13 | ЗНТ0ЛП-НТЗ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 55601-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±2,8 ±4,2 |
| 4 | ТП-10 кВ №13-12, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, Яч.6 | ЗНТОЛП-НТЗ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 55601-13 | ЗНТ0ЛП-НТЗ-10 УХЛ2 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 55601-13 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±2,8 ±4,2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ТП-10 кВ №16-11, РУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, Яч. Ввод №1 10 кВ | ЗНТОЛП-НТЗ-10 | ЗНТОЛП-НТЗ-10 | | | | | |
| | УХЛ2 | УХЛ2 | СЭТ-4ТМ.03М | | активная | ±1,1 | ±2,8 |
| 5 | Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 55601-13 | Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 55601-13 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | реактивная | ±2,7 | ±4,2 |
| | ТП-10 кВ №16-11, РУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, Яч. Ввод №2 10 кВ | ЗНТОЛП-НТЗ-10 | ЗНТОЛП-НТЗ-10 | | | | | |
| | УХЛ2 | УХЛ2 | СЭТ-4ТМ.03М | | активная | ±1,1 | ±2,8 |
| 6 | Кл. т. 0,5 S Ктт 150/5 Рег. № 55601-13 | Кл. т. 0,5 Ктн 10000/V3:100/V3 Рег. № 55601-13 | Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | | реактивная | ±2,7 | ±4,2 |
| | ТП-10 кВ №13-10, | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 52667-13 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | | активная | ±1,0 | ±3,9 |
| 7 | РУ-0,4 кВ, | - | Кл. т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | 1 СШ 0,4 кВ, Яч.6 | | Рег. № 64450-16 | -/ | реактивная | ±2,4 | ±6,6 |
| 8 | ТП-10 кВ №13-10, РУ-0,4 кВ, | Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 500/5 Рег. № 52667-13 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 | УССВ-2 Рег. | активная | ±1,0 | ±3,9 |
| | 2 СШ 0,4 кВ, Яч.17 | | Рег. № 64450-16 | № 54074-13 | реактивная | ±2,4 | ±6,6 |
| | ТП-10 кВ №13-10, | Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 52667-13 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | | активная | ±1,0 | ±3,9 |
| 9 | РУ-0,4 кВ, | - | Кл. т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | 1 СШ 0,4 кВ, Яч.1 | | Рег. № 64450-16 | | реактивная | ±2,4 | ±6,6 |
| | ТП-10 кВ №13-10, | Т-0,66 М У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 52667-13 | | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | | активная | ±1,0 | ±3,9 |
| 10 | РУ-0,4 кВ, | - | Кл. т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | 2 СШ 0,4 кВ, Яч.21 | | Рег. № 64450-16 | | реактивная | ±2,4 | ±6,6 |
| 11 | КТП-29 10 кВ, РУ-0,4 кВ, | ТТ-В100 Кл. т. 0,5 | | Меркурий 234 ARTM-03 PB.R | | активная | ±1,0 | ±3,8 |
| 1 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-1 | Ктт 2000/5 Рег. № 60939-15 | | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | | реактивная | ±2,4 | ±6,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 12 | КТП-29 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-2 | ТТ-В100 Кл. т. 0,5 Ктт 2000/5 Рег. № 60939-15 | - | Меркурий 234 ARTM-03 PB.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | -/ УССВ-2 Рег. № 54074-13 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,8 ±6,6 |
| 13 | КТП-29 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 3 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-3 | ТТ-В100 Кл. т. 0,5 Ктт 2000/5 Рег. № 60939-15 | - | Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,8 ±6,6 |
| 14 | КТП-29 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 4 с.ш. 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т-4 | ТТ-В100 Кл. т. 0,5 Ктт 2000/5 Рег. № 60939-15 | - | Меркурий 234 ARTM-03 PB.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,8 ±6,6 |
| 15 | КТП-29 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш. 0,4 кВ, яч.12 | ТТИ-30 Кл. т. 0,5S Ктт 100/5 Рег. № 28139-12 | - | Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,9 ±6,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, 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: ИК №№ 1-10, 15 - для соБф = 0,8инд, 1=0,02Тном ; ИК №№ 11-14 - для соБф = 0,8инд, 1=0,05Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1-15 от минус 30°C до плюс 40°C. 4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 5. 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. 6. Допускается замена УССВ-2 на аналогичное утвержденного типа. 7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 15 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном: | |
| для ИК №№ 1-10, 15 | от 2 до 120 |
| для ИК №№ 11 -14 | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - температура окружающей среды для ТН, оС | от -60 до +55 |
| - температура окружающей среды для ТТ, оС | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| УССВ-2, оС | от -10 до +55 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера БД, оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики электроэнергии: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (рег. № 36697-12) | 165000 |
| для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04 (рег. № 64450-16) | 165000 |
| для счетчиков Меркурий 234 ARTM-03 PB.R (рег. № 48266-11) | 220000 |
| для счетчиков Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R (рег. № 75755-19) | 320000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УССВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 74500 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки, сутки, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 30 |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | 3,5 |
| средств измерений, лет, не менее |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера БД 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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера БД.
Возможность коррекции времени:
- счетчиков (функция автоматизирована);
- сервера БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип/Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока и напряжения комбинированный | ЗНТОЛП-НТЗ-10 УХЛ2 | 18 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 М У3 | 9 |
| Трансформатор тока | ТТ-В100 | 12 |
| Трансформатор тока | ТТИ-30 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 4 |
| Счётчик электрической энергии статический трехфазный | Меркурий 234 ARTM-03 PB.R | 3 |
| Счётчик электрической энергии статический трехфазный | Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R | 2 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Методика поверки | МП СМО-2809-2020 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.811 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП СМО-2809-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Владимирский стандарт». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп»
30.09.2020 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- счетчики СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК.04 (Рег. № 64450-16) - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счётчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- счетчики Меркурий 234 ARTM-03 PB.R (Рег. № 48266-11) - по методике поверки «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01 сентября 2011 г.;
- счетчики Меркурий 234 ARTM-03 PBR.R (Рег. № 75755-19) - по документу РЭ1 26.51.63.130-061-89558048-2018 «Счетчики электрической энергии статические «Меркурий 204», «Меркурий 208», «Mercury 204», «Mercury 208», «Меркурий 234», «Меркурий 238», «Mercury 234», «Mercury 238». Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 31.05.2019 г.;
- устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (Рег. № 54074-13) - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
- энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр Ш1-15У, Рег. № 37751-08;
- термогигрометр «Ива-6H-КП-Д», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. №257-49. Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Владимирский стандарт», аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Владимирский стандарт»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
80479-20: Методика поверки МП СМО-2809-2020Скачать12.3 Мб