Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО ГК «ТНС энерго» (г. Камышин) (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 на базе закрытой облачной системы VMware (сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», 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 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 установленных форматов от ИВК прочих АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде, и передавать всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Передача информации от сервера в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта 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 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.
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 и 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. Сравнение часов сервера с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ», передача точного времени через глобальную сеть Интернет осуществляется с помощью протокола NTP в соответствии с международным стандартом сетевого взаимодействия. Контроль показаний времени часов сервера осуществляется каждую секунду, корректировка часов сервера производится при расхождении с NTP-сервером ФГУП «ВНИИФТРИ» на величину более ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера осуществляется во время сеанса связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Корректировка часов счетчиков производится при расхождении показаний часов счетчиков с часами сервера на величину 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.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР» 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 15.07.03 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
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 | Сервер | Вид электро энергии | Границы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | ТПЛ-10 | НОМ-10 | | | Актив | | |
| 1 | ТП-1 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, | Кл.т. 0,5 300/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл.т. 0,5S/1,0 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | яч.1 | Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Рег. № 363-49 Фазы: А; С | Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,5 | 5,6 |
| | | ТПЛ-10 | Н0М-10 | | | Актив | | |
| 2 | ТП-1 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, | Кл.т. 0,5 300/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл.т. 0,5S/1,0 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | яч.4 | Рег. № 1276-59 | Рег. № 363-49 | Рег. № 36355-07 | | Реактив | 2,5 | 5,6 |
| | | Фазы: А; С | Фазы: А; С | | VMware | ная | | |
| | | ТШЛ-0,66У3 | | | Актив | | |
| | ТП-1 А 10/0,4 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 3 | 0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, | 3000/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Ввод-1 | Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| | | ТШЛ-0,66У3 | | | | Актив | | |
| | ТП-1 А 10/0,4 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 4 | 0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, | 3000/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Ввод-2 | Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | ТШЛ-0,66У3 | | | | Актив | | |
| | ТП-1Б 10/0,4 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 5 | 0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, | 3000/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Ввод-1 | Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| | | ТШЛ-0,66У3 | | | | Актив | | |
| | ТП-2А 10/0,4 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 6 | 0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, | 4000/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Ввод-2 | Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| | | ТШЛ-0,66У3 | | | | Актив | | |
| | ТП-2Б 10/0,4 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 7 | 0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, | 3000/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Ввод-2 | Рег. № 3422-73 | | Рег. № 36355-07 | | Реактив | 2,1 | 5,5 |
| | | Фазы: А; В; С | | | VMware | ная | | |
| | | ТШЛ-0,66У3 | | | Актив | | |
| | ТП-2В 10/0,4 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 8 | 0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, | 3000/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Ввод-2 | Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| | | ТПФМ-10 | НОМ-10 | | | Актив | | |
| 9 | ТП-3 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, | Кл.т. 0,5 300/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл.т. 0,5S/1,0 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | яч.3 | Рег. № 814-53 Фазы: А; С | Рег. № 363-49 Фазы: А; С | Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,5 | 5,6 |
| | | ТПЛ-10с | НОМ-10 | | | Актив | | |
| 10 | ТП-3 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, | Кл.т. 0,5 300/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл.т. 0,5S/1,0 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | яч.2 | Рег. № 29390-05 Фазы: А; С | Рег. № 363-49 Фазы: А; С | Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,5 | 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | | ТПЛ-10 | НОМ-10 | | | Актив | | |
| 11 | ТП-1 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, II с.ш. 10 кВ, | Кл.т. 0,5 300/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл.т. 0,5S/1,0 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | яч.2 | Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Рег. № 363-49 Фазы: А; С | Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,5 | 5,6 |
| | | ТШЛ-0,66У3 | | | | Актив | | |
| | ТП-1 Б 10/0,4 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 12 | 0,4 кВ, II с.ш. 0,4 кВ, | 3000/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Ввод-2 | Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| | | ТШЛ-0,66У3 | | | | Актив | | |
| | ТП-2А 10/0,4 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 13 | 0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, | 4000/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Ввод-1 | Рег. № 3422-73 | | Рег. № 36355-07 | | Реактив | 2,1 | 5,5 |
| | | Фазы: А; В; С | | | VMware | ная | | |
| | | ТШЛ-0,66У3 | | | Актив | | |
| | ТП-2Б 10/0,4 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 14 | 0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, | 3000/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Ввод-1 | Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| | | ТШЛ-0,66У3 | | | | Актив | | |
| | ТП-2В 10/0,4 кВ, РУ- | Кл.т. 0,5 | | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | | ная | 1,0 | 3,2 |
| 15 | 0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, | 3000/5 | - | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Ввод-1 | Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С | | Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,1 | 5,5 |
| | | ТПЛ-10 | НОМ-10 | | | Актив | | |
| 16 | ТП-3 10/0,4 кВ, РУ-10 кВ, I с.ш. 10 кВ, | Кл.т. 0,5 300/5 | Кл.т. 0,5 10000/V3/100/V3 | ПСЧ-4ТМ.05М.13 Кл.т. 0,5S/1,0 | | ная | 1,3 | 3,3 |
| | яч.1 | Рег. № 1276-59 Фазы: А; С | Рег. № 363-49 Фазы: А; С | Рег. № 36355-07 | | Реактив ная | 2,5 | 5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 17 | ТП-3Б 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, I с.ш. 0,4 кВ, Ввод-1 | ТШЛ-0,66У3 Кл.т. 0,5 4000/5 Рег. № 3422-73 Фазы: А; В; С | - | ПСЧ-4ТМ.05М.16 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | VMware | Актив ная Реактив ная | 1,0 2,1 | 3,2 5,5 |
| 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 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 | 17 |
| Нормальные условия: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от !ном коэффициент мощности еоБф частота, Гц температура окружающей среды, °С | от 95 до 105 от 5 до 120 0,9 от 49,8 до 50,2 от +15 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: напряжение, % от Ином ток, % от !ном коэффициент мощности еоБф частота, Гц температура окружающей среды в месте расположения ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 до 1,0 от 49,6 до 50,4 от -45 до +40 от +5 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: для счетчиков: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч для сервера: среднее время наработки на отказ, ч, не менее среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000 2 70000 1 |
| Глубина хранения информации: для счетчиков: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее при отключении питания, лет, не менее для сервера: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113 40 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 счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
- журнал сервера: параметрирования; пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике и сервере; 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.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика 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. |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 8 |
| Трансформаторы тока | ТШЛ-0,66У3 | 33 |
| Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10с | 2 |
| Трансформаторы | НОМ-10 | 8 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 17 |
| Сервер на базе закрытой облачной системы | VMware | 1 |
| Методика поверки | МП ЭПР-194-2019 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ТНСЭ.366305.008.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП ЭПР-194-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО ГК «ТНС энерго» (г. Камышин). Методика поверки», утвержденному ООО «ЭнергоПромРесурс» 12.09.2019 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);
- 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 ПАО ГК «ТНС энерго» (г. Камышин)», свидетельство об аттестации № 223/RA.RU.312078/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО ГК «ТНС энерго» (г. Камышин)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
76449-19: Методика поверки МП ЭПР-194-2019Скачать8.4 Мб