Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тарховское» (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, трехуровневую 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 электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени, автоматизированные рабочие места (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 соответствующее УСПД. На УСПД осуществляется формирование и хранение поступающей информации, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. От УСПД полученные данные по каналам связи стандарта GSM передаются на сервер, где осуществляется дальнейшая 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 на АРМ АО «ЕЭСнК» осуществляется по каналу с вязи сети Internet в виде xml-файлов формата 80020.
Передача информации от АРМ АО «ЕЭСнК» 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 УСПД, часы сервера, радиосервер точного времени РСТВ-01-01, синхронизирующий часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/ОРБ-приемника. Сравнение показаний часов сервера с РСТВ-01-01 осуществляется 1 раз в минуту. Корректировка часов сервера производится при расхождении с РСТВ-01-01 на величину не более ±1 с.
Сравнение часов УСПД с часами сервера осуществляется при каждом сеансе связи, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с.
Сравнение часов счетчиков с часами УСПД осуществляется во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков и часов УСПД на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчиков, УСПД 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) «ТЕЛЕСКОП+» версии не ниже 5.853. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Server MZ4.dll | PD MZ4.dll | ASCUE MZ4.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.0.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | f851b28a924da7cd e6a57eb2ba15af0c | 2b63c8c01bc d61c4f5b15e 097f1ada2f | cda718bc6d123b6 3a8822ab86c2751 ca |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | | Измерительные компоненты | | | | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Устройство синхронизации времени | Сервер | Вид электрической 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 | 11 |
| 1 | ПС 110/35/6кВ «Ершовая», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.1 | ТФЗМ 35А-У1 Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 3690-73 ТФН-35М Кл.т. 0,5 200/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 1981300 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Е-422. GSM Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 | Intel ТМО 3800 Х | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 2 | ПС 110/35/6кВ «Ершовая», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.2 | ТОЛ 35-II Кл.т. 0,5S 75/5 Рег. № 21256-03 Фазы: А; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 1981300 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Е-422. GSM Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 | Intel ТМО 3800 Х | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,9 |
| 3 | ПС 110/35/6кВ «Ершовая», ОРУ-35кВ 1С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.3 | ТФЗМ 35Б-[ ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3689-73 ТФН-35М Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,9 |
| 4 | ПС 110/35/6кВ «Ершовая», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.4 | ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 1981300 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,9 |
| 5 | ПС 110/35/6кВ «Ершовая», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.5 | ТОЛ 35-II Кл.т. 0,5S 75/5 Рег. № 21256-03 Фазы: А; С | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 6 | ПС 110/35/6кВ «Ершовая», ОРУ-35кВ 2С-35кВ, ВЛ-35кВ ф.6 | ТФЗМ 35А-ХЛ1 Кл.т. 0,5 150/5 Рег. № 3690-73 Фазы: А; С | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 35000/100 Рег. № 1981300 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Е-422. GSM Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 | Intel ТМО 3800 Х | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,9 |
| 7 | ПС 110/35/6кВ «Ершовая», РУ-6кВ №1 КНС-1,1С-6кВ ввод-1 | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 261170 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,9 |
| 8 | ПС 110/35/6кВ «Ершовая», РУ-6кВ №1 КНС-1, ТСН-1 0,4кВ | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Активная Реактив ная | 0,9 1,9 | 3,0 4,7 |
| 9 | ПС 110/35/6кВ «Ершовая», РУ-6кВ №1 КНС-1, 2С-6кВ ввод-2 | ТЛШ-10 Кл.т. 0,5 3000/5 Рег. № 6811-78 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 261170 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 10 | ПС 110/35/6кВ «Ершовая», РУ-6кВ №1 КНС-1, ТСН-2 0,4кВ | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 15174-01 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Е-422. GSM Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 | Intel ТМО 3800 Х | Активная Реактив ная | 0,9 1,9 | 3,0 4,7 |
| 11 | ПС 110/35/6кВ «Соромин-ская», РУ-6кВ ДНС Соромин-ская, 1С-6кВ ввод-1 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С | НАМИ-10 Кл.т. 0,2 6000/100 Рег. № 1109487 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Активная Реактив ная | 1,0 2,0 | 2,9 4,8 |
| 12 | ПС 110/35/6кВ «Соромин-ская», РУ-6кВ ДНС Соромин-ская, ТСН-1 0,4кВ | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Активная Реактив ная | 0,9 1,9 | 3,0 4,7 |
| 13 | ПС 110/35/6кВ «Соромин-ская», РУ-6кВ ДНС Соромин-ская, 2С-6кВ ввод-2 | ТОЛ 10 Кл.т. 0,5 1500/5 Рег. № 7069-02 Фазы: А; С | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 261170 Фазы: АВС | СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Активная Реактив ная | 1,1 2,3 | 3,0 4,9 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 14 | ПС 110/35/6кВ «Соромин-ская», РУ-6кВ ДНС Соромин-ская, ТСН-2 0,4кВ | ТОП-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Рег. № 47959-11 Фазы: А; В; С | - | СЭТ-4ТМ.03М.08 Кл.т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | Е-422. GSM Рег. № 46553-11 | РСТВ-01-01 Рег. № 67958-17 | Intel ТМО 3800 Х | Активная Реактив ная | 0,9 1,9 | 3,0 4,7 |
| 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 для ИК №№ 2, 5 указана 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 УСПД и РСТВ-01-01 на аналогичные утвержденных типов, 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 | 14 |
| Нормальные условия: параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 2, 5 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | 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 | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 2, 5 | от 1 до 120 |
| для остальных ИК | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности еоБф | от 0,5 до 1,0 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от -10 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от +15 до +35 |
| температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 220000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для УСПД: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| для РСТВ-01-01 | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| для сервера: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 20000 |
| 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 | 12 |
| для УСПД: суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу, а также электроэнергии, | |
| потребленной за месяц по каждому каналу, сут, не менее | 45 |
| 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 и УСПД 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.
- журнал УСПД: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике и УСПД; 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;
УСПД;
сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электрической энергии;
УСПД;
сервера.
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
УСПД (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 | ТФЗМ 35А-У1 | 5 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ 35БЛ ХЛ1 | 1 |
| Трансформаторы тока | ТФН-35М | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 35-II | 4 |
| Трансформаторы тока | ТЛШ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ 10 | 4 |
| Трансформаторы тока опорные | ТОП-0,66 | 12 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 14 |
| Контроллеры | Е-422.GSM | 2 |
| Радиосерверы точного времени | РСТВ-01-01 | 1 |
| Сервер | Intel ТМО 3800 Х | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-101-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ЦПА.424340.2018АС001- ТРХ.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-101-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Тарховское». Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 12.09.2018 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 (OPS) (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 «Тарховское», свидетельство об аттестации № 119/RA.RU.312078/2018.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Тарховское»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72889-18: Методика поверки МП ЭПР-101-2018Скачать10.1 Мб