Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Воронеж» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, 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 базы данных (сервер) на базе виртуальной машины VMware 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 интерфейса RS-485 поступает на соответствующий GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер, где осуществляется дальнейшая 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 и 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. Сличение часов сервера с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется каждую секунду, коррекция часов сервера производится при расхождении с часами NTP-сервера на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчика с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиком, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчика производится при расхождении показаний с часами сервера на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчика 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», имеющее сертификат соответствия № ТП 031-15 от 12.03.2015 г. в Системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений. 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 15.07.03 |
| 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 электри ческой 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 Острогожск -районная 110 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Алексеевка Острогожск районная №1 | ТГФ110-П* Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 34096-07 Фазы: А, В, С | ЗНОГ-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 23894-07 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | VMware | Активная Реактивная | 0,8 1,5 | 2,1 3,9 |
| 2 | ПС Острогожск -районная 110 кВ, ОРУ-110 кВ, ВЛ-110 кВ Алексеевка Острогожск районная №2 | ТГФ110-П* Кл.т. 0,2S 300/5 Рег. № 34096-07 Фазы: А, В , С | ЗН0Г-110 Кл.т. 0,2 110000/V3/100/V3 Рег. № 23894-07 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактивная | 0,8 1,5 | 2,1 3,9 |
| 3 | ПС 110 кВ «Манино» ВЛ-110 кВ Манино-Искра | ТФНД-110М Кл.т. 0,5 750/5 Рег. № 2793-71 Фазы: А, В, С | НКФ110-57 Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 Рег. № 1188-58 Фазы: А, В, С | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12 | Активная Реактивная | 1,3 2,5 | 3,2 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ПС 110 кВ | | | | | | | |
| | «Манино» | ТЛМ-10 | НАМИТ-10 | СЭТ- | | | | |
| | РУ-10 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | 4ТМ.03М.01 | | Активная | 1,3 | 3,2 |
| 4 | яч. №12, | 150/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | ВЛ-10 кВ №6 | Рег. № 2473-69 | Рег. № 16687-97 | Рег. № | | Реактивная | 2,5 | 5,5 |
| | ПС Манино - | Фазы: А, В, С | Фазы: АВС | 36697-12 | VMware | | | |
| | к-з «Маяк» | | | | | | |
| | ПС 110 кВ | ТФНД-110М | НКФ-110 | СЭТ- | | | | |
| 5 | Народное; ВЛ-110 кВ | Кл.т. 0,5 100/5 | Кл.т. 0,5 110000/V3/100/V3 | 4ТМ.03.02 Кл.т. 0,2S/0,5 | | Активная | 1,1 | 3,0 |
| | Народное- | Рег. № 2793-71 | Рег. № 922-54 | Рег. № | | Реактивная | 2,3 | 4,6 |
| | Шпикулово | Фазы: А, С | Фазы: А, В, С | 27524-04 | | | | |
| 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 №№ 1, 2 указана для тока 2 % от !ном, для остальных ИК - для тока 5 % от !ном; cosj = 0,8инд.
4 ТТ по ГОСТ 7746-2015, ТН по ГОСТ 1983-2015, счетчики в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012, ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83.
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. 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 |
| 1 | | 2 |
| Количество ИК | | 5 |
| Нормальные условия: параметры сети: | | |
| напряжение, % от Uном | | от 95 до 105 |
| ток, % от !ном | | |
| для ИК №№ 1, 2 | | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cos9 | | 0,9 |
| частота, Гц | | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | | |
| напряжение, % от Uном | | от 90 до 110 |
| ток, % от !ном | | |
| для ИК №№ 1, 2 | | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности cos9 | | 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, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | | |
| для счетчиков типа 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 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 типа СЭТ-4ТМ.03: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 90000 |
| 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 (регистрационный | номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-17): | | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | | 12 |
| для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М | |
| (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде | |
| 36697-12): | | |
| 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
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.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии; сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
ИВК (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.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформаторы тока | ТГФ110-П* | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТФНД-110М | 5 |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОГ-110 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ110-57 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4 ТМ.03М | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4 ТМ.03 | 1 |
| Сервер на базе виртуальной машины | VMware | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-086-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ТНСЭ.366305.002.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-086-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Воронеж». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 19.06.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с 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 по обеспечению единства измерений 46656-11);
- термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 22129-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 28134-04);
- прибор Энерготестер ПКЭ-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53602-13);
- вольтамперфазометр ПАРМА ВАФ®-А (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 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 ПАО «ТНС энерго Воронеж», свидетельство об аттестации № 101/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ТНС энерго Воронеж»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72162-18: Методика поверки МП ЭПР-086-2018Скачать8.8 Мб