Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Агро-Инвест"

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

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Агро-Инвест» (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 с программным обеспечением (ПО) « АльфаТ ЦЕНТР», 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, 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 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 установленного формата в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояний 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 и 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 по запросу каждые 30 мин, корректировка часов сервера производится независимо от величины расхождений.

Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в сутки). Корректировка часов счетчиков производится автоматически при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину более ±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». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР» 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

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Измерительные компоненты

Метрологические характеристики ИК

Но

мер

ИК

Наименование точки измерений

ТТ

ТН

Счетчик

Сервер

Вид

электро

энергии

Границы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) %

Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

ПС 220 кВ Войлово, 1 Сек 10кВ, яч.103

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

Актив

ная

0,9

1,6

Рег. № 51623-12

Рег. № 51621-12

Реактив

1,6

2,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АВС

ная

2

ПС 220 кВ Войлово,

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R

Актив

ная

0,9

1,6

1 Сек 10кВ, яч.104

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

Реактив

1,6

2,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АВС

HP DL380

ная

3

ПС 220 кВ Войлово, 1 Сек 10кВ, яч.105

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1500/5

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

G7 E

Актив

ная

0,9

1,6

Рег. № 51623-12

Рег. № 51621-12

Реактив

1,6

2,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АВС

ная

4

ПС 220 кВ Войлово,

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R

Актив

ная

0,9

1,6

3 Сек 10кВ, яч.304

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

Реактив

1,6

2,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АВС

ная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

ПС 220 кВ Войлово,

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1500/5 Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R

Актив

ная

0,9

1,6

3 Сек 10кВ, яч.305

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

Реактив

1,6

2,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АБС

ная

6

ПС 220 кВ Войлово,

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 750/5 Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R

Актив

ная

0,9

1,6

2 Сек 10кВ, яч.203

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

Реактив

1,6

2,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АБС

ная

7

ПС 220 кВ Войлово,

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R

Актив

ная

0,9

1,6

2 Сек 10кВ, яч.204

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

Реактив

1,6

2,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АБС

HP DL380

ная

8

ПС 220 кВ Войлово,

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1500/5 Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R

G7 E

Актив

ная

0,9

1,6

2 Сек 10кВ, яч.205

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

Реактив

1,6

2,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АБС

ная

9

ПС 220 кВ Войлово,

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1000/5 Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R

Актив

ная

0,9

1,6

4 Сек 10кВ, яч.404

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

Реактив

1,6

2,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АБС

ная

10

ПС 220 кВ Войлово,

ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,2S 1500/5 Рег. № 51623-12

НАЛИ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 51621-12

Меркурий 234 ARTM2-00 PB.R

Актив

ная

0,9

1,6

4 Сек 10кВ, яч.405

Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 48266-11

Реактив

1,6

2,6

Фазы: А; В; С

Фазы: АБС

ная

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 указана для тока 2 % 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.

Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

Количество ИК

10

Нормальные условия:

параметры сети:

напряжение, % от Uном ток, % от 1ном коэффициент мощности cos9 частота, Гц температура окружающей среды, °С

от 95 до 105 от 1 до 120

0,9

от 49,8 до 50,2 от +15 до +25

Условия эксплуатации: параметры сети:

напряжение, % от ином ток, % от 1ном коэффициент мощности cos9 частота, Гц

температура окружающей среды в месте расположения 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 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от +5 до +35 от +5 до +35 от +15 до +20

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера:

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

220000

2

70000

1

Глубина хранения информации: для счетчиков:

тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее

при отключении питания, лет, не менее для сервера:

хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

170

30

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.

1

2

3

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

30

Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы

НАЛИ-СЭЩ-10

4

Счетчики электрической энергии статические трехфазные

Меркурий 234

10

Сервер

HP DL380 G7 E

1

1

2

3

Методика поверки

МП ЭПР-179-2019

1

Формуляр

ЭНПР.411711.019.ФО

1

Поверка

осуществляется по документу МП ЭПР-179-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Агро-Инвест». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»

09.07.2019 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);

-    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 ООО «Агро-Инвест», свидетельство об аттестации № 207/RA.RU.312078/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Агро-Инвест»

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