Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Транссервисэнерго" (АО "Корпорация А.Н.Д.")

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» (АО «Корпорация А.Н.Д.») (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) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя сервер АО «Транссервисэнерго» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», автоматизированные рабочие места персонала (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 входы соответствующего GSM-модема, далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер АО «Транссервисэнерго», где осуществляется 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 АО «Транссервисэнерго» 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, 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 показаний часов сервера с часами NTP-сервера, передача точного времени через глобальную сеть интернет осуществляется с помощью модуля ПО «АльфаЦЕНТР» (АС_Т) с использованием протокола NTP версии 4.0 в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия RFC-5905. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется по запросу каждые 30 минут, коррекция часов осуществляется независимо от величины расхождений.

Сравнение часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в сутки). Корректировка часов счетчика выполняется автоматически при расхождении с часами сервера на величину ±2 с, но не чаще одного раза в сутки.

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», 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

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 элек-триче-ской 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

1

ТП 10кВ 12763, РУ-10кВ,ввод 10кВ трансформатора Т-1

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С

VRQ2N/S2 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 47913-11 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

HP DL380 G7 E

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

2

ТП 10кВ 12763, РУ-10кВ,ввод 10кВ трансформатора Т-2

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 51623-12 Фазы: А; В; С

VRQ2N/S2 Кл.т. 0,5

10000/V3/100/V3

Рег. № 47913-11 Фазы: А; В; С

СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-12

Активная

Реактив

ная

1,3

2,5

3,3

5,7

3

ТП 10кВ 20670, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ трансформатора Т-1

ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,6

4

ТП 10кВ 20670, РУ-0,4кВ, ввод 0,4кВ трансформатора Т-2

ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 47957-11 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

ВРУ-1 0,4кВ АО «Атлан-

TC8 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

Меркурий 234 ART-03 P

Активная

1,0

3,2

тис», ввод КЛ-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Реактив-

2,1

5,6

0,4кВ Луч А

Рег. № 48266-11

ная

6

ВРУ-1 0,4кВ АО «Атлан-

TC8 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

Меркурий 234 ART-03 P

Активная

1,0

3,2

тис», ввод КЛ-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Реактив

2,1

5,6

0,4кВ Луч Б

Рег. № 48266-11

ная

7

АВР-40 (ИТП) 0,4кВ АО «Ат-лантис»

TC5.2 Кл.т. 0,5 500/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 48266-11

HP DL380

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,6

8

ГРЩ-П 0,4кВ АО «Атлан-

TC5.2 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

Меркурий 234 ART-03 P

G7 E

Активная

1,0

3,2

тис», ввод КЛ-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Реактив

2,1

5,6

0,4кВ Луч А

Рег. № 48266-11

ная

9

ГРЩ-П 0,4кВ АО «Атлан-

TC5.2 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

Меркурий 234 ART-03 P

Активная

1,0

3,2

тис», ввод КЛ-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Реактив

2,1

5,6

0,4кВ Луч Б

Рег. № 48266-11

ная

10

ВРУ-2 0,4кВ АО «Атлан-

TC8 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

Меркурий 234 ART-03 P

Активная

1,0

3,2

тис», ввод КЛ-

Кл.т. 0,5 S/1,0

Реактив

2,1

5,6

0,4кВ Луч А

Рег. № 48266-11

ная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

11

ВРУ-2 0,4кВ АО «Атлан-тис», ввод КЛ-0,4кВ Луч Б

TC8 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 234 ART-03 P Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 48266-11

HP DL380 G7 E

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,6

12

ВРУ-1 АВР

0,4кВ АО «Ат-лантис»

-

-

Меркурий 234 ART-01 P Кл.т. 1,0/2,0 Рег. № 48266-11

Активная

Реактив

ная

1, 1

2,2

3,3

6,2

13

ГРЩ-1 0,4кВ, ВВ1 0,4кВ

TCH12 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 23345-07

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,3

5,6

14

ГРЩ-1 0,4кВ, ВВ2 0,4кВ

TCH12 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 23345-07

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,3

5,6

15

ГРЩ-2 0,4кВ, ВВ1 0,4кВ

TCH12 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,3

5,6

16

ГРЩ-2 0,4кВ, ВВ2 0,4кВ

TCH12 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,3

5,6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

17

ГРЩ-3 0,4кВ, ВВ1 0,4кВ

СТ 12 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 49676-12 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 23345-07

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,6

18

ГРЩ-3 0,4кВ, ВВ2 0,4кВ

TC6 Кл.т. 0,5 250/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 23345-07

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,6

19

ГРЩП-3 0,4кВ, ВВ1 0,4кВ

СТ 12 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 49676-12 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 23345-07

HP DL380

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,6

20

ГРЩП-3 0,4кВ, ВВ2 0,4кВ

TC6 Кл.т. 0,5 250/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 23345-07

G7 E

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,2

5,6

21

ГРЩ-4 0,4кВ, ВВ1 0,4кВ

ТСН12 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 23345-07

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,3

5,6

22

ГРЩ-4 0,4кВ, ВВ2 0,4кВ

ТСН12 Кл.т. 0,5S 3000/5 Рег. № 26100-03 Фазы: А; В; С

-

Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 23345-07

Активная

Реактив

ная

1,0

2,1

3,3

5,6

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 13-16, 21, 22 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - 5 % от 1ном; cosj = 0,8 инд.

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.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

22

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 13-16, 21, 22 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105

от 1 до 120 от 5 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от Ином ток, % от 1ном для ИК №№ 13-16, 21, 22 для остальных ИК коэффициент мощности cos9 частота, Гц

температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С

температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С

от 90 до 110

от 1 до 120 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40

от 0 до +40 от +15 до +20

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа Меркурий 230:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для счетчиков типа Меркурий 234:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

165000

2

150000

2

220000

2

1

2

для сервера:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч

70000

1

Глубина хранения информации:

для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М:

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

10

для счетчиков типа Меркурий 234:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не

менее

170

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 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-СЭЩ-10

6

Трансформаторы тока шинные

ТШП-0,66

6

Трансформаторы тока

TC8

12

Трансформаторы тока

TC5.2

9

Трансформаторы тока

ТСН12

18

Трансформаторы тока

СТ 12

6

Трансформаторы тока

TC6

6

Трансформаторы напряжения

VRQ2N/S2

6

Счетчики электрической энергии многофункциональные

СЭТ-4ТМ.03М

2

Счетчики электрической энергии трехфазные статические

Меркурий 230

12

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 234

8

Сервер

HP DL380 G7 E

1

Методика поверки

МП ЭПР-125-2018

1

Паспорт-формуляр

ТЛДК.411711.060.ЭД.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-125-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» (АО «Корпорация А.Н.Д.»). Методика поверки», утвержденному

ООО «ЭнергоПромРесурс» 25.12.2018 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);

-    термогигрометр CENTER (мод.315) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-09);

-    барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);

-    термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 257-49);

-    миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

-    анализатор количества и показателей качества электрической энергии AR.5L (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44131-10);

-    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 АО «Транссервисэнерго» (АО «Корпорация А.Н.Д.»), свидетельство об аттестации № 143/RA.RU.312078/2018.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Транссервисэнерго» (АО «Корпорация А.Н.Д.»)

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание