Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Данон Россия» («1-я очередь») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, 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) АО «Данон Россия», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), тайм-сервер (сервер времени) ФГУП «ВНИИФТРИ», программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка.
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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Сервер баз данных ИВК раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML на АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка. АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка отправляет с использованием ЭП данные отчеты в формате XML по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP в АО «АТС», филиалы АО «СО ЕЭС» РДУ, всем заинтересованным субъектам и другим заинтересованным лицам в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. В качестве первичного эталонного источника календарного времени используется тайм-сервер (сервер времени) ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 (ntp1.vniiftri.ru, ntp2.vniiftri.ru), обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени тайм-сервера точного времени ФГУП «ВНИИФТРИ» первого уровня Stratum 1 осуществляется от сигналов шкалы Государственного первичного эталона времени и частоты. В соответствии с международным нормативным документом RFC-1305 передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с использованием протокола NTP версии 3.0. Погрешность синхронизации системного времени тайм-сервера с UTC (универсальное координированное время в данном часовом поясе) не превышает 10 мкс. Тайм-сервер обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени тайм-сервера более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени тайм-сервера не более ± 1 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД. Сличение часов счетчиков осуществляется при сборе результатов измерений, коррекция часов счетчиков проводится один раз в сутки при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счётчиков и сервера БД отражают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии не ниже 15.07.06, 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 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07.06 |
| 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.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэне ргии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условии-ях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Филиал АО «Данон Россия» «Молочный комбинат «Лабинский» |
| 1 | ПС 110 кВ Лабинск-2, КРУН-10 кВ, 1 СШ 10кВ, яч. Л-2-9 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 1856-63 | ЗН0Л.06-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 10000:V3/100:V3 Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 2 | ПС 110 кВ Лабинск-2, КРУН-10 кВ, 2 СШ 10кВ, яч. Л-2-2 | ТЛК10-6 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 9143-01 | НАМИТ-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 10000/100 Рег. № 16687-02 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| Филиал АО «Данон Россия» «Молочный комбинат «Кемеровский» |
| 3 | ТП-388 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10кВ, яч.9 | Т0Л-10-1 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 100/5 Рег. № 15128-07 | НТМК-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 10000/100 Рег. № 355-49 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 4 | ТП-388 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 СШ 10кВ, яч.4 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 75/5 Рег. № 1276-59 | НТМК-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 10000/100 Рег. № 355-49 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 5 | ТП-388 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10кВ, яч.5 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 75/5 Рег. № 1276-59 | НТМК-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 10000/100 Рег. № 355-49 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 6 | ТП-388 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 СШ 10кВ, яч.10 | ТОЛ-10-I Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 100/5 Рег. № 15128-07 | НТМК-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 10000/100 Рег. № 355-49 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 7 | ТП-№2 10 кВ, РУ-0,4кВ, СШ-0,4кВ, яч.4, Ввод-1 | ТШ-0,66 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1500/5 Рег. № 22657-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,6 |
| 8 | ТП-№2 10 кВ, РУ-0,4кВ, СШ-0,4кВ, яч.1, Ввод-2 | ТШ-0,66 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 1500/5 Рег. № 22657-07 | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±0,8 ±2,2 | ±2,9 ±4,6 |
| 9 | ШР-51 0,4кВ, РУ-0,4кВ, Гр. №4 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 150/5 Рег. № 47959-16 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
| 10 | ШР-144 0,4кВ, РУ-0,4кВ, Гр. №3 | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 100/5 Рег. № 47959-16 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
| 11 | ЩО-0,4кВ, РУ-0,4кВ, Ввод-0,4кВ | - | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 64450-16 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,4 | ±3,2 ±6,4 |
| Филиал АО «Данон Россия» «Молочный комбинат «Ялуторовский» |
| 12 | РУ-10кВ, 1СШ-10кВ, яч. 1 | ТЛП-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 100/5 Рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 10000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 13 | РУ-10кВ, 1СШ-10кВ, яч. 8 | ТЛП-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 10000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 14 | РУ-10кВ, 2СШ-10кВ, яч. 10 | ТЛП-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 300/5 Рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 10000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 15 | РУ-10кВ, 2СШ-10кВ, яч. 14 | ТЛП-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 100/5 Рег. № 30709-07 | ЗНОЛ.06-10 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 10000:V3/100:V3 Рег. № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | - | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,8 |
| 16 | РУ-0,4кВ, Щит 0,4кВ дачных насосов | ТОП-0,66 Кл. т. 0,5 Коэф. тр. 200/5 Рег. № 47959-16 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,2 ±5,6 |
| 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 cosj = 0,8 инд 1=0,05• 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 16 от 0 до плюс 40 °C.
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.
5 Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.
6 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
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 16 |
| 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 cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 | 220000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.04, ПСЧ-4ТМ.05МК.20 | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 45 |
| Сервер: | |
| - 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (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 АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛК10-6 | 2 |
| Трансформатор тока | Т0Л-10-1 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТШ-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | Т0П-0,66 | 9 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 8 |
| Трансформатор напряжения | ЗН0Л.06-10 | 9 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМК-10 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 10 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Методика поверки | МП 097-2018 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.619.1 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 097-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Данон Россия» («1-я очередь»). Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнегопроект» 27.12.2018 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»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018 «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03М.08 - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03 апреля 2017 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.04, ПСЧ-4ТМ.05МК.20 - по документу ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации», Часть 2 «Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28 апреля 2016 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Рег. № 46656-11;
- термогигрометр CENTER (мод.315): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60°С, дискретность 0,1°С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %, Рег. № 22129-09.
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) АО «Данон Россия» («1-я очередь»), аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Данон Россия» («1-я очередь»)
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
74161-19: Методика поверки МП 097-2018Скачать890.1 Кб