Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Картонтара» (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» (сервер) 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, 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 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 электрической энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | 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 35кВ Южная, 1 СШ 6кВ, яч.1 Ввод 6 кВ Т-1 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | HP DL380 G7 E | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 2 | ПС 35кВ Южная, 2 СШ 6кВ, яч.8 Ввод 6 кВ Т-2 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 1000/5 Рег. № 1261-59 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 3 | ПС 35кВ Южная, 1 СШ 6кВ, яч.21 ф. КЭЧ-1 | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 22192-01 Фазы: А; С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 4 | ПС 35кВ Южная, 1 СШ 6кВ, яч.22 ф. ТГ-6-1 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 22192-01 Фазы: С | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ПС 35кВ Южная, 1 СШ 6кВ, яч.14 ф. Дубзавод | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| 5 | 400/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив- | | |
| | Рег. № 1276-59 | Рег. № 831-53 | Рег. № 36697-17 | | 2,5 | 5,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | ная | | |
| | ПС 35кВ | ТПЛ-10 | НТМИ-6-66 | | | Активная | | |
| | Южная, 2 СШ | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | 1,3 | 3,3 |
| 6 | 6кВ, яч.13 ф. Военный городок | 400/5 Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | | Реактив ная | 2,5 | 5,7 |
| | ПС 35кВ Южная, 2 СШ 6кВ, яч.18 ф. ТГ-1 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| 7 | 200/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив ная | | |
| | Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | Рег. № 36697-17 | HP DL380 | 2,5 | 5,7 |
| | | ТПЛ-10-М | | | G7 E | | | |
| | | Кл.т. 0,5 | | | | | | |
| 8 | ПС 35кВ Южная, 2 СШ 6кВ, яч.24 ф. ТГ-6-2 | 200/5 Рег. № 22192-03 Фазы: А ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 1276-59 Фазы: С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 36697-17 | | Активная Реактив ная | 1,3 2,5 | 3,3 5,7 |
| | ПС 35кВ Южная, 2 СШ 6кВ, яч.25 ф. КЭЧ-2 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| 9 | 300/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив- | | |
| | Рег. № 1276-59 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 36697-17 | | 2,5 | 5,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | ная | | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ПС 35кВ Южная, 2 СШ 6кВ, яч.23 ф. АТС | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | Активная | 1,3 | 3,3 |
| 10 | 150/5 | 6000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив- | | |
| | Рег. № 22192-07 | Рег. № 2611-70 | Рег. № 36697-17 | | 2,5 | 5,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | ная | | |
| | ПС 10кВ № 85 ЗАО «АБКФ», 2 СШ10 кВ, яч.27, Ввод 10кВ №2 | ТПЛ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5S | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | Активная | 1,3 | 3,4 |
| 11 | 2000/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | HP DL380 | Реактив- | | |
| | Рег. № 51678-12 | Рег. № 831-53 | Рег. № 36697-08 | G7 E | 2,5 | 5,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | ная | | |
| | ПС 10кВ № 85 ЗАО «АБКФ», 1 СШ 10кВ, яч.1, Ввод 10кВ №1 | ТПЛ-НТЗ-10 | НТМИ-10 | | | Активная | | |
| | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М.01 | | 1,3 | 3,4 |
| 12 | 2000/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | Реактив- | | |
| | Рег. № 51678-12 | Рег. № 831-53 | Рег. № 36697-17 | | 2,5 | 5,7 |
| | Фазы: А; С | Фазы: АВС | | | 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 ИК №№ 11, 12 для тока 2 % от !ном, для остальных ИК для тока 5 % от !ном, 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.
| Наименование характеристики | | Значение |
| Количество ИК | | 12 |
| Нормальные условия: параметры сети: | | |
| напряжение, % от ином | | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | | |
| для ИК №№ 11, 12 | | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | | 0,9 |
| частота, Гц | | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от ином | | |
| ток, % от 1ном | | от 90 до 110 |
| для ИК №№ 11, 12 | | |
| для остальных ИК | | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | | от 5 до 120 |
| частота, Гц | | от 0,5 до 1,0 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения | счетчиков, | от -45 до +40 |
| °С | | от 0 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +20 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | | |
| для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-08): | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (регистрационный | номер в | |
| Федеральном информационном фонде 36697-17): | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 2 |
| для сервера: | | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | | 70000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: | | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | | 114 |
| при отключении питания, лет, не менее | | 5 |
| 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счетчиков: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчиках.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчиках и сервере; пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчиков 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 | ТПОЛ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 6 |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 10 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-НТЗ-10 | 4 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10 | 2 |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 12 |
| Сервер | HP DL380 G7 E | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-088-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ТЛДК.411711.058 ЭДФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-088-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Картонтара». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс»
26.06.2018 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 ООО «Картонтара», свидетельство об аттестации № 104/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Картонтара»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
73163-18: Методика поверки МП ЭПР-088-2018Скачать9.9 Мб