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
73961-19: Методика поверки МП ЭПР-125-2018Скачать7.6 Мб