Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СК Восточная сторона», ООО «КРОПТАРА», ООО «ГКП «Южное» (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), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации времени (УСВ), каналообразующую аппаратуру, автоматизированные рабочие места (АРМ), 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 при помощи технических средств приема-передачи данных 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.
Также сервер может принимать измерительную информацию в виде xml-файлов установленного формата от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
От сервера информация в виде xml-файлов установленных форматов передается на АРМ энергосбытовой компании.
Передача информации от сервера или АРМ энергосбытовой компании в программноаппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта ОРЭ, в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ производится по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленных форматов 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.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя часы счетчиков, часы сервера и УСВ. УСВ обеспечивает передачу шкалы времени, синхронизированной по сигналам глобальных навигационных спутниковых систем с национальной шкалой координированного времени РФ UTC(SU).
Сравнение показаний часов сервера с УСВ осуществляется в автоматическом режиме каждые 30 мин. Корректировка часов сервера производится при расхождении показаний с часами УСВ более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний с часами сервера более ±1 с.
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.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено. Заводской номер
001, указывается в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СК Восточная сторона», ООО «КРОПТАРА», ООО «ГКП «Южное».
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа! ЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Метрологически значимая часть ПО и данные достаточно защищены с помощью специальных средств защиты от преднамеренных изменений. Уровень защиты ПО «Альфа! ЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО «Альфа!ЦЕНТР» 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 12.1 |
| 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 | УСВ | Сервер | Вид элек тро энергии | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | КВЛ-10 кВ ПС 220 кВ Славянская - КТП 10 | ТЛО-10 Кл.т. 0,5S 600/5 | ЗНОЛП-ЭК-10 Кл.т. 0,5 10000V3/100/V3 | Меркурий 234 ART-00 P Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 48266-11 | | | Актив ная | 1,3 | 3,5 |
| | кВ №5, ПКУ-10 | Рег. № 25433-11 | Рег. № 68841-17 | | | Реак- | 2,5 | 5,9 |
| | кВ | Фазы: А; В; С | Фазы: А; В; С | | | тивная | | |
| | | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С | | ПСЧ- | | | Актив- | 1,0 | 3,4 |
| 2 | КТП 10 кВ №6, | | 4ТМ.05МК.16 | | | ная |
| ввод 0,4 кВ Т-1 | | Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 | ЭНКС-2Т Рег. № 37328-15 | HP ProLiant | Реак тивная | 2,1 | 5,8 |
| 3 | КТП 10 кВ №6, | Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5S 2000/5 Рег. № 71031-18 Фазы: А; В; С | | ПСЧ- 4ТМ.05МК.16 | DL380 G7 E | Актив ная | 1,0 | 3,4 |
| ввод 0,4 кВ Т-2 | | Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 | | | Реак тивная | 2,1 | 5,8 |
| 4 | РП 6 кВ КР-010, 1 Сек 6 кВ, яч.4, КЛ-6 кВ в сто | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 30/5 | ЗНОЛП-6 Кл.т. 0,5 6000V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-18 | | | Актив ная | 1,3 | 3,4 |
| | рону ТП 6 кВ 006П | Рег. № 47958-16 Фазы: А; С | Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | | | Реак тивная | 2,5 | 5,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 5 | РП 6 кВ КР-010, 3 Сек 6 кВ, яч.17, КЛ-6 кВ в сторону ТП 6 кВ 005П | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 47958-16 Фазы: А; С | ЗНОЛП-6 Кл.т. 0,5 6000V3/100/V3 Рег. № 46738-11 Фазы: А; В; С | ПСЧ-4ТМ.05МД.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 51593-18 | | | Актив ная Реак тивная | 1,3 2,5 | 3,4 5,9 |
| | ТП 6 кВ 007П, | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 51623-12 | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 71707-18 | ПСЧ- | ЭНКС-2Т Рег. № 37328-15 | | Актив- | 1,1 | 3,4 |
| 6 | РУ-6 кВ, 1 Сек | 4ТМ.05МК.00 | HP ProLiant | ная |
| 6 кВ, Ввод 1, КЛ-6 кВ | Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 | DL380 G7 E | Реак- | 2,2 | 5,8 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| | ТП 6 кВ 007П, | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 51623-12 | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 71707-18 | ПСЧ- | | | Актив- | 1,1 | 3,4 |
| 7 | РУ-6 кВ, 2 Сек | 4ТМ.05МК.00 | | | ная |
| 6 кВ, Ввод 2, КЛ-6 кВ | Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег. № 50460-18 | | | Реак- | 2,2 | 5,8 |
| | Фазы: А; В; С | Фазы: АВС | | | тивная | | |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов компонентов АИИС КУЭ в рабочих условиях времени UTC(SU) | относительно шкалы | ±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 №№ 1-3 указана для тока 2 % от 1ном, для остальных ИК - указана для тока 5 % от 1ном; соБф = 0,8инд.
4. Допускается замена ТТ и ТН, 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 УСВ на аналогичное утвержденного типа, а также 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 | 7 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 1-3 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | 0,9 |
| частота, Г ц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 1-3 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности СОБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -10 до +45 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК и ПСЧ-4ТМ.05МД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для счетчиков типа Меркурий 234: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСВ: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков типов ПСЧ-4ТМ.05МК и ПСЧ-4ТМ.05МД: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 113 |
| при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| 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 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 | ТЛО-10 | 3 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 М У3 | 6 |
| Трансформаторы тока проходные | ТПОЛ-10 | 4 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛП-ЭК-10 | 3 |
| Трансформаторы напряжения заземляемые | ЗНОЛП-6 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | 3хЗНОЛ-СЭЩ-6 | 2 |
| Счетчики электрической энергии статические трехфазные | Меркурий 234 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 4 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МД | 2 |
| Блок коррекции времени | ЭНКС-2Т | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL380 G7 E | 3 |
| Формуляр | ЭНПР.411711.078.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «СК Восточная сторона», ООО «КРОПТАРА», ООО «ГКП «Южное», аттестованном ООО «ЭнергоПромРесурс», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.312078.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «СК Восточная сторона», ООО «КРОПТАРА», ООО «ГКП «Южное»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Правообладатель
Акционерное общество «Межрегионэнергосбыт» (АО «МЭС»)
ИНН 6950003956
Адрес: 170100, Тверская обл., г. Тверь, ул. Вольного Новгорода, дом 15, офис 25 Телефон: (495) 991-20-85 Е-mail: mail@mrenergo.ru
87176-22: Методика поверкиСкачать9.7 Мб