Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Поликор» (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 с программным обеспечением (ПО) « АльфаТ ЦЕНТР», 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 модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации от уровня ИВК 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 действующими требованиями к предоставлению информации.
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 часов сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», 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 каждые 30 мин, коррекция часов сервера производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время каждого сеанса связи со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов сервера на величину более ±2 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 15.07.03 |
| 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 | Вид электри ческой энергии | Метрологические характеристики ИК |
| 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 |
| | | ТОЛ-10 | НОЛ.08 | | | Актив | | |
| | ПС 110 кВ Электрокон | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | ная | 1,1 | 3,0 |
| 1 | такт, РУ-6 кВ, 3 СШ 6 | 600/5 | 6000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | кВ, яч. 618, КЛ-6 кВ | Рег. № 7069-02 | Рег. № 3345-04 | Рег. № 36697-08 | | Реак | 2,3 | 4,7 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | тивная | | |
| | | ТОЛ-10 | НОЛ.08 | | | Актив | | |
| | ПС 110 кВ Электрокон | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| 2 | такт, РУ-6 кВ, 4 СШ 6 | 600/5 | 6000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | кВ, яч. 625, КЛ-6 кВ | Рег. № 7069-02 | Рег. № 3345-04 | Рег. № 36697-08 | | Реак | 2,5 | 5,6 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | Dell PowerEdge | тивная | | |
| | | ТОЛ-10 | НОЛ.08 | | R230 | Актив | | |
| | ПС 110 кВ Электрокон | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| 3 | такт, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 | 600/5 | 6000/V3/100/V3 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | кВ, яч. 630, КЛ-6 кВ | Рег. № 7069-02 | Рег. № 3345-04 | Рег. № 36697-08 | | Реак | 2,5 | 5,6 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: А; В; С | | | тивная | | |
| | | ТПЛ-10 | НТМИ-6 | | | Актив | | |
| | ЦРП 6 кВ АО Поликор, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| 4 | РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. | 150/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | 21, КЛ-6 кВ | Рег. № 1276-59 | Рег. № 831-53 | Рег. № 36355-07 | | Реак | 2,5 | 5,6 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | ТПЛМ-10 | НТМИ-6 | | | Актив | | |
| | ЦРП 6 кВ АО Поликор, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| 5 | РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. | 150/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | 22, КЛ-6 кВ | Рег. № 2363-68 Фазы: А; С | Рег. № 831-53 Фазы: АВС | Рег. № 36697-08 | | Реак тивная | 2,5 | 5,6 |
| | | ТОП-0,66 | | | | Актив | | |
| | КТП № 1 6 кВ, РУ-0,4 | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 6 | кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 12, | 100/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | КЛ-0,4 кВ | Рег. № 58386-14 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| | | ТОП-0,66 | | | | Актив | | |
| | КТП № 1 6 кВ, РУ-0,4 | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 7 | кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 10, | 200/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | КЛ-0,4 кВ | Рег. № 58386-14 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | Dell PowerEdge | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| 8 | КТП № 5 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 7, | ТТИ-А Кл.т. 0,5 400/5 | | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | R230 | Актив ная | 1,0 | 3,2 |
| | КЛ-0,4 кВ | Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | | | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| 9 | КТП № 5 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. 15, | ТТИ-А Кл.т. 0,5 400/5 | | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | | Актив ная | 1,0 | 3,2 |
| | КЛ-0,4 кВ | Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | | | Реак тивная | 2,1 | 5,5 |
| | | ТШП-30 | | | | Актив | | |
| 10 | РУ-0,4 кВ Андреев И. А., ввод 0,4 кВ | Кл.т. 0,5S 300/5 Рег. № 58385-14 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36355-07 | | ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,3 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 11 | РУ-0,4 кВ ИП Середкин Р.Г., ввод 0,4 кВ | ТТИ-А Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 28139-12 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 27779-04 | Dell PowerEdge R230 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 3,2 5,1 |
| 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 № 10 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 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 | 11 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК № 10 | 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 № 10 | 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: | |
| V/ . для ИК №№ 1-10 | от +5 до +35 |
| для ИК № 11 | от +10 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +10 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа Меркурий 230: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 150000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05: | |
| 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 | 41000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков типов СЭТ-4ТМ.03М, ПСЧ-4ТМ.05М: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| для счетчиков типа Меркурий 230: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 85 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| 1 | 2 |
| для счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 56 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| 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 | ТОЛ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОП-0,66 | 6 |
| Трансформаторы тока измерительные на номинальное напряжение 0,66 кВ | ТТИ-А | 9 |
| Трансформаторы тока | ТШП-30 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НОЛ.08 | 9 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 4 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные статические | Меркурий 230 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05 | 1 |
| Сервер | Dell PowerEdge R230 | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-183-2019 | 1 |
| Формуляр-паспорт | 02.2019.Поликор-АУ. ФО-ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-183-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Поликор». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 19.07.2019 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);
- 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 «Поликор», свидетельство об аттестации № 211/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Поликор»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
76154-19: Методика поверки МП ЭПР-183-2019Скачать11.6 Мб