Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Валком-ПМ» (далее по тексту — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Валком-ПМ» (далее по тексту — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения информации, формирования отчетных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
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 измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчик), 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» (далее по тексту — сервер ИВК), устройство синхронизации времени УСВ-3 (далее по тексту — УСВ), автоматизированное рабочее место (далее по тексту — АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети и разграничения прав 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. 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 ИВК, 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 ИВК АИИС КУЭ с периодичностью опроса не реже 1 раза в сутки опрашивает счетчики электрической энергии и считывает с них тридцатиминутный профиль нагрузки для каждого канала учета и журналы событий.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Сервер ИВК или АРМ ИВК АИИС КУЭ один раз в сутки, в соответствии с регламентами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), формирует отчеты в формате XML и осуществляет передачу отчетов XML в программно-аппаратные комплексы АО «АТС», регионального филиала АО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным субъектам ОРЭМ. Передача отчетов XML при этом осуществляется с использованием электронной цифровой подписи (ЭЦП) субъекта ОРЭМ, и реализуется по каналу связи сети Интернет.
Сервер ИВК или АРМ ИВК АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от АИИС КУЭ смежных участников ОРЭМ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает синхронизацию времени с шкалой времени UTC (SU) на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит УСВ, синхронизирующее собственную шкалу времени с шкалой времени UTC (SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение шкалы времени сервера ИВК со шкалой времени УСВ осуществляется периодически, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация шкалы времени сервера ИВК производится при расхождении шкалы времени сервера ИВК со шкалой времени УСВ на величину равную ±1 с и более.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера ИВК осуществляется при каждом сеансе связи со счетчиками, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация шкалы времени счетчиков производится при расхождении шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера ИВК на величину более ±2 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии, сервера ИВК отражают: 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 АИИС КУЭ 25/134 нанесен на маркировочную табличку, расположенную на тыльной стороне сервера ИВК типографским способом. Дополнительно заводской номер 25/134 указан в паспорте-формуляре АИИС КУЭ, что позволяет идентифицировать заводской номер АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню -«высокий» в соответствии с Рекомендацией Р 50.2.077-2014. Идентификационные данные метрологически значимой части ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 — Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Состав измерительных каналов (далее — ИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | РП-7 10 кВ, 2 сш
10 кВ, яч. 24 |
ТПОЛ-10 2000/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 1261-08 |
НТМИ-10 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 51199-18 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
УСВ-3, рег. № 64242-16 / Сервер ИВК |
| 2 | РП-7 10 кВ, 1 сш
10 кВ, яч. 15 |
ТОЛ-10-I 150/5
Кл. т. 0,5 Рег. № 15128-07 |
НТМИ-10 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 51199-18 | ПСЧ-4ТМ.05МК.13 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | |
| 3 | РП-7 10 кВ, 1 сш
10 кВ, яч. 19 |
ТПОЛ-10 2000/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 1261-08 |
НТМИ-10 У3 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 51199-18 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
|
| 4 | ТП-12 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 сш 10 кВ, яч. 4 | ТОЛ-НТЗ 600/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 |
НАЛИ-НТЗ 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 70747-18 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
|
| 5 | ТП-12 10 кВ, РУ-10 кВ, 1 сш 10 кВ, яч. 3 | ТОЛ-НТЗ 600/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 |
НАЛИ-НТЗ 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 70747-18 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
|
| 6 | КТП-7-8 10 кВ, РУ-10 кВ, СШ 10 кВ, КЛ-10 кВ в сторону ТП-14 10 кВ | ТОЛ-НТЗ 20/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 |
ЗНОЛ-СЭЩ-10-21 (10000/^3/100/^3) Кл. т. 0,5 Рег. № 55024-13 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | |
| 7 | КТП-7-8 10 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ШР-0,4 кВ ЦПСГ-Весовая | ТТН 200/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 58465-14 | _ | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 8 | ТП-12 10 кВ, РУ-10 кВ, 2 сш 10 кВ, яч. 6 | ТОЛ-НТЗ 100/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 |
НАЛИ-НТЗ 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 70747-18 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
УСВ-3, рег. № 64242-16 /
Сервер ИВК |
| 9 | ТП-12 10 кВ, РУ-10 кВ , 1 сш 10 кВ, яч. 5 | ТОЛ-НТЗ 100/5
Кл. т. 0,5S Рег. № 69606-17 |
НАЛИ-НТЗ 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 70747-18 | СЭТ-4ТМ.03М.01
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36697-17 |
|
| 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 УСВ на аналогичные, утвержденных типов. 3. Допускается замена сервера ИВК без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 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. |
|||||
Таблица 3 — Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности ±6, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±6, % |
| 1, 3, 4, 5, 6, 8, 9 | Активная Реактивная | 1,3
2,1 |
3,0
5,4 |
| 2 | Активная Реактивная | 1,3
2,1 |
3,2
5,7 |
| 7 | Активная Реактивная | 1,1
1,8 |
3,1
5,6 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов АИИС КУЭ, входящих в состав СОЕВ, относительно шкалы времени UTC (SU), с | ±5 | ||
| 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 нормальных условий эксплуатации при cosф=0,8, токе ТТ, равном 100% от 1ном; для рабочих условий эксплуатации при cosф=0,8, токе ТТ, равном 2% от 1ном для ИК №№ 1, 3, 4, 5, 6, 8, 9; токе ТТ, равном 5% от 1ном для ИК№№ 2, 7 при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5°С 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 Uhom — ток, % От Ihom — коэффициент мощности cos9 — частота, Гц температура окружающей среды для счетчиков, °С |
от 98 до 102 от 100 до 120
0,8 50 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации параметры сети:
— напряжение, % от Uhom — ток, % от Ihom — для ИК №№ 1, 3, 4, 5, 6, 8, 9 — для ИК №№ 2, 7 — коэффициент мощности cos9 — частота, Гц температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды для счетчиков, °С температура окружающей среды для сервера ИВК, °С атмосферное давление, кПа относительная влажность, %, не более |
от 90 до 110
от 2 до 120 от 5 до 120 От 0,5инд дО 0,9емк от 49,6 до 50,4 от -40 до +40 от +5 до +35 от +10 до +30 от 80,0 до 106,7 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-17)
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более ПСЧ-4ТМ.05МК.13 (рег. № 64450-16) — среднее время наработки на отказ, ч, не менее — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04 (рег. № 50460-18) — среднее время наработки на отказ, ч, не менее — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСВ-3 (рег. № 64242-16) — среднее время наработки на отказ, ч, не менее Сервер ИВК: — коэффициент готовности, не менее — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
220000 2
165000 2 165000 2 45000 0,99 2 |
| Глубина хранения информации СЭТ-4ТМ.03М.01 (рег. № 36697-17):
— 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут ПСЧ-4ТМ.05МК.13 (рег. № 64450-16): — 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут ПСЧ-4ТМ.05МК.00, ПСЧ-4ТМ.05МК.04 (рег. № 50460-18): — 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут Сервер ИВК: — хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее |
114
113 113 3,5 |
Надежность системных решений:
— защита от кратковременных сбоев питания сервера ИВК 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. Регистрация событий:
— в журнале событий счетчика:
— параметрирования;
— коррекции времени в счетчике;
— формирования обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики счетчика;
— отсутствия напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
— перерыва питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
— в журнале событий сервера ИВК:
— параметрирования;
— пропадания напряжения;
— коррекции времени в счетчике и сервере ИВК;
— пропадание и восстановление связи со счетчиками.
Защищенность применяемых компонентов:
— механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
— счетчика электрической энергии;
— промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
— испытательной коробки;
— сервера ИВК.
— защита информации на программном уровне:
— результатов измерений (при передаче, возможность использования ЭЦП);
— установка пароля на счетчик;
— установка пароля на сервер ИВК
Возможность коррекции времени в:
— счетчике электрической энергии (функция автоматизирована);
— сервере ИВК (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).
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ | 14 |
Продолжение таблицы 5
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТТН | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10 У3 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-НТЗ | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10-21 | 3 |
| Счетчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 6 |
| Счетчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05МК.13 | 1 |
| Счетчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | 1 |
| Счетчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05МК.04 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер ИВК | _ | 1 |
| Автоматизированное рабочее место | _ | 1 |
| Документация | ||
| Паспорт-формуляр | ПФ 26.51/25/134 | 1 |
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Валком-ПМ» МВИ 26.51/366/25, аттестованном ФБУ «Самарский ЦСМ» г. Самара, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.311290 от 16.11.2015.
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
