Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Производственная компания «ДИА» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), устройства измерения напряжения в высоковольтной сети (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий сервер баз данных (сервер БД) типа DEXP Atlas H141 с установленным программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УССВ) типа УССВ-2, локальновычислительную сеть, автоматизированные рабочие места (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с. активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин.;
- средняя на интервале времени 30 мин. активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующий модем и далее по каналам связи стандарта GSM - на сервер БД, 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.
Сервер БД раз в сутки формирует и отправляет по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet с помощью электронной почты отчеты в виде xml-файлов на АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка электроэнергии (мощности).
Передача информации 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 с АРМ энергосбытовой организации. Передача данных 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, 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 оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ на основе ГЛОНАСС/ОРБ-приемника точного времени, часы сервера БД и счетчиков. Синхронизация встроенных часов оборудования АИИС КУЭ осуществляется УССВ типа УССВ-2, принимающего и синхронизирующего собственное время по сигналам времени, получаемым от спутников навигационных систем ГЛОНАСС/GPS. Время сервера БД ИВК синхронизировано со временем приемника, сличение 1 раз в 30 минут. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов приемника и сервера БД на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера осуществляется во время сеанса связи, но не реже чем раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера ±2 с.
Журналы событий счетчика 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 ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 15.10.02 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | МБ5СЬескег |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
| о, <и о К | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УССВ/ Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110 кВ Латекс, ЗРУ-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 19 | ТОЛ-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктт=100/5 Рег.№ 69606-17 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | УССВ-2, рег. № 54074-13/ DEXP Atlas H141 |
| 2 | ПС 110 кВ Латекс, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 67 | ТОЛ-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктт=100/5 Рег.№ 69606-17 | НТМИ-6 (1) Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
| 3 | ПС 110 кВ Латекс, ЗРУ-6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 75 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт=100/5 Рег.№ 1276-59 | НТМИ-6 (1) Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
| 4 | ПС 110 кВ Волокно, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. 8 | ТОЛ-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Рег.№ 69606-17 | НОЛ.08 (2) Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 3345-72 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
| 5 | ПС 110 кВ Волокно, ЗРУ-6 кВ, 3 СШ 6 кВ, яч. 24 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Рег.№ 51679-12 | НОЛ.08 (2) Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 3345-72 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
| 6 | ПС 110 кВ Волокно, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. 56 | ТОЛ-НТЗ Кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Рег.№ 69606-17 | НОЛ.08 (3) Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 3345-72 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
| 7 | ПС 110 кВ Волокно, ЗРУ-6 кВ, 4 СШ 6 кВ, яч. 70 | ТОЛ-НТЗ-10 Кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Рег.№ 51679-12 | НОЛ.08 (3) Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 3345-72 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
| 8 | РП-2 6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 23 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Рег.№ 51143-12 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
| 9 | РП-18 6 кВ, 2 СШ 6 кВ, яч. 24 | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт=300/5 Рег.№ 51143-12 | НОМ-6-77 Кл. т. 0,5 Ктн=6000/100 Рег.№ 17158-98 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 |
| Примечания: 1. 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 3 метрологических характеристик. 2. Допускается замена УССВ на аналогичное, утвержденного типа. 3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). |
Продолжение таблицы 2_
4. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть.
5. (1) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 2, 3.
6. (2) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 4, 5.
7. (3) - Указанные трансформаторы напряжения подключены к двум счетчикам измерительных каналов №№ 6, 7._
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики АИИС КУЭ
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности ±5, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±5, % |
| 1-9 | Активная Реактивная | 1,3 2,1 | 3,3 5,7 |
| Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 3. Границы погрешности результатов измерений приведены для cos ф=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +35 °С. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 9 |
| Нормальные условия параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды для счетчиков, °С - частота, Гц | от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от +21 до +25 от 49,8 до 50,2 |
| Условия эксплуатации параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cosj (sinj) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С - температура окружающей среды для сервера, °С - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, %, не более - частота, Гц | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк от -35 до +44 от 0 до +35 от +15 до + 35 от 80,0 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УССВ-2: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 74500 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| ПСЧ-4ТМ.05МК.00: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 35 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±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 ОРЭМ с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ | 8 |
| ТОЛ-НТЗ-10 | 4 |
| ТПЛ-10 | 2 |
| ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 3 |
| НОЛ.08 | 4 |
| НОМ-6-77 | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 9 |
| Сервер | DEXP Atlas H141 | 1 |
| УССВ | УССВ-2 | 1 |
| Документация |
| Методика поверки | МП 26.51/28/20 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЦЭДК.411711.075. ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51/28/20 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Производственная компания «ДИА». Методика поверки», утвержденному ООО «Энерготестконтроль» 20.03.2020 г. Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковых навигационных систем ГЛОНАСС/GPS (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 46656-11);
- измеритель многофункциональный характеристик переменного тока Ресурс-ЦБ2-ПТ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 29470-05);
- измеритель показателей качества электрической энергии Ресурс-ОТ2М» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 21621-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Производственная компания «ДИА», аттестованном
ООО «Альфа-Энерго», аттестат аккредитации № RA.RU.311785 от 15.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
78522-20: Методика поверки МП 26.51/28/20Скачать9.7 Мб