Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «Концерн Росэнергоатом») (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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 (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 баз данных (СБД) АО «Атомэнергопромсбыт», СБД АО «Концерн Росэнергоатом», сервер центра сбора и обработки информации филиала АО «Концерн Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция» (ЦСОИ ЛАЭС), устройства синхронизации системного времени (УССВ) типа УССВ-2, устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-3, автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с. активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;
- средняя на интервале времени 30 мин. активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на ЦСОИ ЛАЭС. ЦСОИ ЛАЭС осуществляет сбор, обработку и хранение в базе данных результатов измерений и журналов событий; обеспечивает перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН; формирование отчетных документов; передачу данных на СБД АО «Концерн Росэнергоатом».
СБД АО «Концерн Росэнергоатом» осуществляет сбор, обработку и хранение в базе данных результатов измерений; ведение собственных журналов событий и передачу данных коммерческого учета по электронной почте в виде электронных документов XML установленных форматов на СБД АО «Атомэнергопромсбыт».
СБД АО «Атомэнергопромсбыт» осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML установленных форматов, в том числе заверенных электронно-цифровой подписью.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание национальной шкалы координированного времени РФ UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входят устройства синхронизации системного времени типа УССВ-2 и устройство синхронизации времени типа УСВ-3, ежесекундно синхронизирующие собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени РФ UTC (SU) по сигналам навигационной системы ГЛОНАСС.
ЦСОИ ЛАЭС периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени не реже 1 раза в час, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УССВ-2 и при расхождении ±1 с и более, ЦСОИ ЛАЭС производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ-2.
СБД АО «Концерн Росэнергоатом» периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени не реже 1 раза в час, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УССВ-2 и при расхождении ±1 с и более, СБД АО «Концерн Росэнергоатом» производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УССВ-2.
СБД АО «Атомэнергопромсбыт» периодически, с установленным интервалом проверки текущего времени не реже 1 раза в час, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-3 и при расхождении ±1 с и более, СБД АО «Атомэнергопромсбыт производит синхронизацию собственной шкалы времени со шкалой времени УСВ-3.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени ЦСОИ ЛАЭС выполняется при каждом сеансе связи и происходит по заданному расписанию. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени ИВК на величину более чем ±2 с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
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.
Нанесение знака поверки на АИИС КУЭ не предусмотрено. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Нанесение заводского номера на АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер установлен в формуляре (17254302.384106.062.ФО) АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ_
| И р о Но | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПВС-34 здания 455/2 РУ-6 кВ, 1 сек. 6 кВ, яч.6 | ТЛО-10 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | ЗНАМИТ -10(6)-1 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 40740-09 | А1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | »м » то т» g ю ^ а рм ео о 35 §■ А Р гр Л н е к & £ О a- § ^ й н Ц,С онК «Ат " О О -74 А А о |=£ ^ pq W ^ О О «£! , , № 3, ,6 г. 1- 1Я я 3 3 g % С . .г У .ег ге а а 2, 3,-И РЭ СУ У |
| 2 | ПВС-34 здания 455/2 РУ-6 кВ, 1 сек. 6 кВ, яч.7 | ТЛО-10 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | ЗНАМИТ -10(6)-1 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 40740-09 | А1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
| 3 | ПВС-34 здания 455/2 РУ-6 кВ, 2 сек. 6 кВ, яч. 12 | ТЛО-10 1000/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | ЗНАМИТ -10(6)-1 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 40740-09 | А1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
| 4 | ПВС-34 здания 455/2 РУ-6 кВ, 2 сек. 6 кВ, яч.13 | ТЛО-10 600/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 25433-08 | ЗНАМИТ -10(6)-1 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,2 Рег. № 40740-09 | А1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
| 5 | Зд.466, РП-3, КРУ-6 кВ, 1 сек. 6 кВ, яч.4 | ТВЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 6 | Зд.466, РП-3, КРУ-6 кВ, 1 сек. 6 кВ, яч.10 | ТВЛМ-10 400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
Лист № 4 Всего листов 8
Продолжение таблицы 2_
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | Зд.466, РП-3, КРУ-6 кВ, 2 сек. 6 кВ, яч.13 | ТВЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 | 1 g о ^ ог с рг м ар о Г N К ^ С нэ п Э с о ог ^ ^ ^ К £р 1 О & § ,ЦС онК «Ат - О О S ^ W п 5 БС С ^ т ^ г. 1- -2 е 4- 42 В- 5 6 С . .г ге У е р 2-В -ВС У |
| 8 | ПС 110 кВ Систа 353, ввод 6 кВ 1Т-353 | ТВЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | A1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 9 | ПС 110 кВ Систа 353, ввод 6 кВ 2Т-353 | ТВЛМ-10 600/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 1856-63 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | A1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 10 | ПС 110 кВ Систа 353, ЩСН 0,4 кВ, ввод 0,4кВ ТСН-1Т | ТОП-0,66 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 15174-06 | - | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
| 11 | ПС 110 кВ Систа 353, ЩСН 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2Т | ТОП-0,66 75/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 15174-06 | - | A1805RAL-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 |
| 12 | ПС 110 кВ Бойлерная (ПС-501), ввод 6 кВ 11ТБ | ТЛМ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | A1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 13 | ПС 110 кВ Бойлерная (ПС-501), ввод 6 кВ 12ТБ | ТЛМ-10 1500/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | A1802RAL-P4G-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 |
| 14 | ПС 110 кВ Бойлерная (ПС-501), КРУ-6 кВ, яч.7 | ТЛМ-10 800/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 15 | ПС 110 кВ Бойлерная (ПС-501), КРУ-6 кВ, яч.43 | ТЛМ-10 800/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 16 | ПС 110 кВ Бойлерная (ПС-501), КРУ-6 кВ, СШ11РБ, яч.20 | ТЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02М.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-08 |
| 17 | ПС 110 кВ Бойлерная (ПС-501), КРУ-6 кВ, СШ12РБ, яч.37 | ТЛМ-10 150/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 2473-69 | НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 20175-01 |
Лист № 5 Всего листов 8
Продолжение таблицы 2_
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН, 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 3 метрологических характеристик.
2. Допускается замена УСВ и УССВ на аналогичные, утвержденных типов.
3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±) 5, % | Границы погрешности в рабочих условиях (±) 5, % |
| 1-4 | Активная Реактивная | 1,2 1,9 | 3,3 6,8 |
| 5-7, 14-16 | Активная Реактивная | 1,3 2,1 | 3,3 5,7 |
| 8, 9, 12, 13 | Активная Реактивная | 1,2 1,9 | 2,9 4,7 |
| 10, 11 | Активная Реактивная | 1,1 1,8 | 3,3 6,8 |
| 17 | Активная Реактивная | 1,3 2,1 | 3.3 5.4 |
| Пределы абсолютной погрешности синхронизации компонентов СОЕВ АИИС КУЭ к национальной шкале координированного времени РФ UTC (SU), (±) с | 5 |
| Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95. 3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, для ИК №№ 1-4, 10, 11 для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 2 % от 1ном и для ИК №№ 5-9, 12-17 для рабочих условий при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +30°С. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 17 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ^ом - ток, % от Ьом - коэффициент мощности - частота, Гц - температура окружающей среды, °С | от 90 до 110 от 100 до 120 0,9 от 49,6 до 50,4 от +21 до +25 |
Лист № 6 Всего листов 8
Продолжение таблицы 4_
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| - напряжение, % от ^ом | от 90 до 110 |
| - ток, % от Ьом | от 1(2) до 120 |
| - коэффициент мощности: | |
| cosф | от 0,5 до 1,0 |
| s^ | от 0,5 до 0,87 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ, ТН, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от 0 до +30 |
| - температура окружающей среды для сервера ИВК, °С | от +10 до +30 |
| - атмосферное давление, кПа | от 80,0 до 106,7 |
| - относительная влажность, %, не более | 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УССВ-2: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 74500 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Серверы ИВК: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 20000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не | |
| менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Серверы ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств | 3,5 |
| измерений, лет, не менее |
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.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени.
Защищенность применяемых компонентов:
Лист № 7 Всего листов 8
- 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); серверах (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.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5. Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | А1805RAL-P4GB-DW-4 | 4 |
| A1802RAL-P4G-DW-4 | 4 |
| A1805RAL-P4GB-DW-4 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02М.03 | 6 |
| Счетчик активной и реактивной энергии переменного тока статический многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02.2 | 1 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 12 |
| ТВЛМ-10 | 10 |
| ТОП-0,66 | 4 |
| ТЛМ-10 | 12 |
| Трансформатор напряжения | ЗНАМИТ-10(6)-1 УХЛ2 | 2 |
| НТМИ-6-66 | 6 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| СБД АО «Атомэнергопромсбыт» | Dell Inc. PowerEdge R430 | 1 |
| СБД АО «Концерн Росэнергоатом» | PC платформа x86 | 1 |
| ЦСОИ ЛАЭС | HP ProLiant DL360 Gen9 | 1 |
| Д | ,окументация |
| Методика поверки | МП 26.51/87/21 | 1 |
| Паспорт-формуляр | 17254302.384106.062.ФО | 1 |
Всего листов 8
Сведения о методах измерений
приведены в документе "Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Атомэнергопромсбыт» (АО «Концерн Росэнергоатом»)". МВИ 26.51/87/21, аттестованном ООО «Энерготестконтроль», аттестат аккредитации № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
82976-21: Методика поверки МП 26.51/87/21Скачать11.0 Мб