Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "НЭСК" (7-я очередь)
- ИП Тихонравов Виталий Анатольевич, г. Москва
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:94521-25
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» (7-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, двухуровневую 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 (далее - счетчики), 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), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК АИИС КУЭ (далее - сервер), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени (далее - УСВ) типа модуль приема сигнала точного времени DF01 и программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС», субъектам ОРЭМ.
Для измерительных каналов АИИС КУЭ (далее - ИК) 1; 3; 5 - 7; 10 - 13 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. Для ИК 2; 4; 8; 9 используются счетчики непосредственного подключения в измеряемые цепи. 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 по проводным линиям связи поступает на GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM поступает на сервер верхнего, второго уровня системы, где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ.
Передача информации производится через удаленный АРМ субъекта ОРЭМ или с сервера АИИС КУЭ верхнего уровня системы в организации-участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде xml-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств измерений по группам точек поставки производится со 2-го уровня настоящей системы или с АРМ энергосбытовой организации по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet.
Сервер имеет возможность принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, и передавать всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC (SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС. Пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки шкалы времени относительно шкалы времени UTC (SU) на выходе (RS-232/PPS) - ± 5 мкс.
УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера. Сличение шкалы времени сервера и меток времени УСВ осуществляется во время сеанса связи сервера с УСВ, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени сервера осуществляется при расхождении показаний часов сервера с часами УСВ на величину ±1 с и более.
Сличение шкалы времени счетчиков и шкалы времени сервера осуществляется во время сеанса связи сервера со счетчиками, но не реже 1 раза в сутки. Коррекция шкалы времени счетчиков осуществляется при обнаружении рассогласования со шкалой времени сервера на ±1 с более.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера.
Маркировка заводского номера и даты выпуска АИИС КУЭ наносится на этикетку, расположенную на корпусе сервера ИВК, типографическим способом. Дополнительно заводской номер указывается в формуляре.
Заводской номер АИИС КУЭ: 001.
Нанесение знака поверки АИИС КУЭ не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ПО «АльфаЦЕНТР» 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 | 15.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 39989384сс397с1b48d401302c722b02 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -
«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014
Технические характеристики
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК | ||||
| ТТ | ТН | Счётчик | УСВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ТП-73 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 2 | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 71031-18 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18 | DF01 Рег. № 60327-15 | активная реактивная | ±0,9 ±2,3 | ±3,3 ±5,5 |
| 2 | ТП-73 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 1 0,4 кВ АВР | - | - | СЭБ-1ТМ.03Т.02 Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 75679-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±3,0 ±5,5 | |
| 3 | ТП-73 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. 9 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 1500/5 Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18 | активная реактивная | ±0,9 ±2,3 | ±3,3 ±5,5 | |
| 4 | ТП-73 6 кВ, РУ-0,4 кВ, Ввод 2 0,4 кВ АВР | - | - | СЭБ-1ТМ.03Т.02 Кл. т. 1,0/2,0 Рег. № 75679-19 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±3,0 ±5,5 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5 | ТП-73 6 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ВРУ-0,4 кВ жилой дом Петрова 2 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 150/5 Рег. № 52667-13 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 51593-18 | DF01 Рег. № 60327-15 | активная реактивная | ±0,9 ±2,3 | ±3,3 ±5,5 |
| 6 | ТП-988 6 кВ, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 3, КЛ-6 кВ | ТОЛ-СВЭЛ Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 70106-17 | ЗНОЛ(П)-СВЭЛ Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 67628-17 | Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.G5 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,4 ±5,6 | |
| 7 | ТП-988 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 4, КЛ-6 кВ | ТОЛ-СВЭЛ Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 70106-17 | ЗНОЛ(П)-СВЭЛ Кл. т. 0,5 Ктн 6000:^3/100:^3 Рег. № 67628-17 | Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.G5 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,4 ±5,6 | |
| 8 | ЩУ-0,4 кВ Тепловая камера УТ-12 у стены склада сырья АО АККОНД, ввод 0,4 кВ | - | - | СЭБ-1ТМ.02Д.02 Кл. т. 1,0 Рег. № 39617-09 | активная | ±1,0 | ±3,0 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 9 | ЩУ-0,4 кВ Станция катодной защиты - Тверца 900, ввод 0,4 кВ | - | - | СЭБ-1ТМ.02Д.02 Кл. т. 1,0 Рег. № 39617-09 | DF01 Рег. № 60327-15 | активная | ±1,0 | ±3,0 |
| 10 | ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 109, КЛ-6 кВ ГПП-2 -АККОНД-1 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 500/5 Рег. № 25433-11 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ±1,0 ±2,6 | ±2,9 ±4,7 | |
| 11 | ПС 110 кВ ГПП-2, РУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 246, КЛ-6 кВ ГПП-2 -АККОНД-2 | ТЛО-10 Кл. т. 0,5S Ктт 500/5 Рег. № 25433-11 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-12 | активная реактивная | ±1,0 ±2,6 | ±2,9 ±4,7 | |
| 12 | ТП-600 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, яч. 2 | ТТИ Кл. т. 0,5S Ктт 3000/5 Рег. № 28139-12 | - | Меркурий 234 ARTMX2-03 DPBR.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | активная реактивная | ±0,9 ±2,3 | ±3,3 ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 13 | ТП-600 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, яч. 5 | ТТИ Кл. т. 0,5S Ктт 3000/5 Рег. № 28139-12 | - | Меркурий 234 ARTMX2-03 DPBR.G Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 75755-19 | DF01 Рег. № 60327-15 | активная реактивная | ±0,9 ±2,3 | ±3,3 ±5,6 |
| Пределы смещений шкалы времени СОЕВ АИ (±Л), с | ИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC (SU) | ±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 для cos9 = 0,8 инд 1=0,02(0,05) 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 13 от +5 °C до +35 °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 У СВ на аналогичные утвержденных типов. 6 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений. 7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | ||||||||
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 13 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Uhom | от 99 до 101 |
| - ток, % От Ihom | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos9 | 0,9 |
| - температура окружающей среды, ОС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % От Uhom | от 90 до 110 |
| - ток, % От Ihom | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности cos9 | 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 -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, ОС | от -40 до +55 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, ОС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МД.05, СЭБ-1ТМ.03Т.02, Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.G5, СЭБ-1ТМ.02Д.02, Меркурий 234 ARTMX2-03 DPBR.G | 140000 |
| для счетчика СЭТ-4ТМ.03М | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| УСВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 30000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут., не менее | 113 |
| - 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 счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- результат самодиагностики;
- перерывы питания;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- результат самодиагностики;
- перерывы питания.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- счетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 3 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СВЭЛ | 4 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТТИ | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ(П)-СВЭЛ | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МД.05 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭБ-1ТМ.03Т.02 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 234 ARTM2-00 DPBR.G5 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭБ-1ТМ.02Д.02 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | Меркурий 234 ARTMX2-03 DPBR.G | 2 |
| Модуль приема сигнала точного времени | DF01 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Формуляр | НЭСК.411711.006.ЭД.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности
с использованием
коммерческого учета аттестованном ООО
системы автоматизированной информационно-измерительной электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «НЭСК» (7-я очередь), «Спецэнергопроект», г. Москва уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц по аттестации методик измерений № RA.RU.312236.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 59793-2021 «Информационные технологии. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Стадии создания»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».