Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «ИНТЕГРАТОР» (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «ИНТЕГРАТОР» (далее — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной (переданной) за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
Первый уровень — измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Второй уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ ПАО «Россети Северо-Запад», устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа УСВ-3, сервер АИИС КУЭ ООО «АтомЭнергоСбыт Бизнес», УССВ на базе ГЛОНАСС/GPS-приемника типа RTNTP-1A, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида-Сети» и программный комплекс (ПК) «Энергосфера».
Первичные фазные 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 усредненные значения активной мощности и среднеквадратические значения напряжения и тока за период 0,02 с. По вычисленным среднеквадратическим значениям тока и напряжения производится вычисление полной мощности за период. 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер АИИС КУЭ ПАО «Россети Северо-Запад», где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача на сервер АИИС КУЭ ООО «АтомЭнергоСбыт Бизнес» в виде XML-файлов по каналам связи сети Internet.
На сервере АИИС КУЭ ООО «АтомЭнергоСбыт Бизнес» осуществляется оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации — участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи в виде XML-файлов, установленных форматов, в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием электронной подписи субъекта рынка. Передача результатов измерений производится со второго уровня настоящей системы.
АИИС КУЭ имеет возможность принимать измерительную информацию от других смежных АИИС КУЭ, зарегистрированных в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание шкалы национального координированного времени на всех уровнях системы (ИИК и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой национального координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС, получаемых от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ ПАО «Россети Северо-Запад» со шкалой времени УСВ-3 осуществляется во время сеанса связи с УСВ-3. При наличии расхождения шкалы времени сервера АИИС КУЭ ПАО «Россети Северо-Запад» со шкалой времени УСВ-3 производится синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ ПАО «Россети Северо-Запад».
Сравнение шкалы времени сервера АИИС КУЭ ООО «АтомЭнергоСбыт Бизнес» со шкалой времени RTNTP-1A осуществляется во время сеанса связи с RTNTP-1A. При наличии расхождения шкалы времени сервера АИИС КУЭ ООО «АтомЭнергоСбыт Бизнес» со шкалой времени RTNTP-1A производится синхронизация шкалы времени сервера АИИС КУЭ ООО «АтомЭнергоСбыт Бизнес».
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ ПАО «Россети Северо-Запад» осуществляется во время сеанса связи со счетчиками. При наличии расхождения шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера АИИС КУЭ ПАО «Россети Северо-Запад» производится синхронизация шкалы времени счетчиков.
Факты синхронизации времени с обязательной фиксацией времени (дата, часы, минуты, секунды) до и после синхронизации или величины синхронизации времени, на которую были скорректированы указанные устройства, отражаются в журналах событий счетчика и сервера АИИС КУЭ.
Нанесение знака поверки на корпус АИИС КУЭ не предусмотрено. Заводской номер АИИС КУЭ 001 наносится на корпус сервера в виде наклейки и типографским способом в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «ИНТЕГРАТОР».
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида-Сети» и ПК «Энергосфера». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, проверку прав пользователей и входа с помощью пароля, защиту передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню — «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 9.0 |
| Наименование программного модуля ПО | libpso metr.so |
| Цифровой идентификатор ПО | 01e3eae897f3ce5aa58ff2ea6b948061 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
| Идентификационное наименование ПО | «Пирамида-Сети» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 10.10.2 |
| Наименование программного модуля ПО | BinaryPackControl s.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EB1984E0072ACFE1C797269B9DB15476 |
| Наименование программного модуля ПО | CheckDataIntegrity.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | E021CF9C974DD7EA91219B4D4754D5C7 |
| Наименование программного модуля ПО | ComIECFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | BE77C5655C4F19F89A1B41263A16CE27 |
| Наименование программного модуля ПО | ComModbusFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | AB65EF4B617E4F786CD87B4A560FC917 |
| Наименование программного модуля ПО | ComStdFunctions.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EC9A86471F3713E60C1DAD056CD6E373 |
| Наименование программного модуля ПО | DateTimeProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | D1C26A2F55C7FECFF5CAF8B1C056FA4D |
| Наименование программного модуля ПО | SafeValuesDataUpdate.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | B6740D3419A3BC1A42763 860BB6FC8AB |
| Наименование программного модуля ПО | SimpleVerifyDataStatuses.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 61C1445BB04C7F9BB4244D4A085C6A3 9 |
| Наименование программного модуля ПО | SummaryCheckCRC. dll |
| Цифровой идентификатор ПО | EFCC55E91291DA6F80597932364430D5 |
| Наименование программного модуля ПО | ValuesDataProcessing.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 013E6FE1081A4CF0C2DE95F1BB6EE645 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3 и 4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование ИК | ТТ | TH | Счетчик | УССВ/Сервер | Вид электрической энергии и мощности |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 150 кВ Верхнетуломский (ПС 82) КРУН-6 кВ, 2 СП! 6 кВ, яч.24, КЛ 6 кВ ф-24-8, КЛ 6 кВ ф-24-11 | ТЛП-10 1000/5
Кл. т. 0,5S Per. №30709-11 |
НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 16687-97 | ТЕЗ 000 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 77036-19 | УССВ: RTNTP-1A Per. № 90730-23 УСВ-3 Per. № 64242-16
Сервер АИИС КУЭ ПАО «Россети Северо-Запад»: Промышленный компьютер Сервер АИИС КУЭ ООО «АтомЭнергоСбыт Бизнес»: Промышленный компьютер |
активная
реактивная |
| 2 | ПС 150 кВ Верхнетуломский (ПС 82) КРУН-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч.7, КЛ 6 кВ ф-7-1, КЛ 6 кВ ф-7-5 | тол-нтз 1000/5
Кл. т. 0,5S Per. №69606-17 |
НАМИТ-10 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. № 16687-97 | ТЕЗ 000 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 77036-19 | активная
реактивная |
|
| 3 | ПС 110 кВ Мурмаши (ПС 36)
КРУН-6 кВ, 1 СШ 6 кВ, яч. 21 |
ТЛО-Ю 600/5
Кл. т. 0,5S Per. №25433-11 |
НТМИ-6-66 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №2611-70 | ТЕЗ 000 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 77036-19 | активная
реактивная |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 4 | ПС 110 кВ Мурмаши (ПС 36)
КРУН-6 кВ, 2 СП! 6 кВ, яч. 20 |
тол-нтз 600/5
Кл. т. 0,5S Per. №69606-17 |
НАМИ-10-95 УХЛ2 6000/100 Кл. т. 0,5 Per. №20186-05 | ТЕЗ 000 Кл. т. 0,5S/l,0 Per. № 77036-19 | УССВ: RTNTP-1A Per. № 90730-23 УСВ-3 Per. № 64242-16
Сервер АПИС КУЭ ПАО «Россети Северо-Запад»: Промышленный компьютер Сервер АПИС КУЭ ООО «АтомЭнергоСбыт Бизнес»: Промышленный компьютер |
активная
реактивная |
| Примечания
1 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УС СВ на аналогичные утвержденного типа. 3 Допускается замена серверов АПИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже указанной в описании типа средств измерений 5 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
||||||
Таблица 3 — Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические характеристики ИК (активная энергия и мощность) | |||||||
| Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % | ||||||||
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||||
| 1 — 4
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) |
11ном — I1 — 1,211ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,7 | 2,2 | 2,9 | ||
| 0,211ном — I1 < 1 2 3 41ном | 1,0 | 1,4 | 2,3 | 1,7 | 2,2 | 2,9 | |||
| 0,0511ном — I1 < 0,211ном | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,8 | 2,4 | 3,5 | |||
| 0,0111ном — I1 < 0,0511ном | 2,1 | 3,0 | 5,5 | 2,7 | 3,5 | 5,8 | |||
| Номер ИК | Диапазон тока | Метрологические (реактивная эне | характеристики И эгия и мощность) | К | |||||
| Границы основной относительной погрешности измерений, (± б), % | Границы относительной погрешности измерений в рабочих условиях эксплуатации, (± б), % | ||||||||
| cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | ||||||
| 1 — 4
(ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 1,0) |
11ном — I1 — 1,211ном | 2,1 | 1,5 | 4,0 | 3,8 | ||||
| 0,211ном — I1 < 21ном | 2,1 | 1,5 | 4,0 | 3,8 | |||||
| 0,0511ном — I1 < 0,211ном | 2,6 | 1,8 | 4,3 | 3,9 | |||||
| 0,0211ном — I1 < 0,0511ном | 4,6 | 3,0 | 5,8 | 4,5 | |||||
Пределы допускаемых смещений шкалы времени СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы времени UTC(SU) не более ±5 с
Таблица 4 — Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: параметры сети:
— напряжение, % от Uhom — ток, % От Ihom — частота, Г ц — коэффициент мощности cos ф температура окружающей среды, °С |
от 99 до101
от 1 до 120 от 49,85 до 50,15 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации:
параметры сети: — напряжение, % От Uhom — ток, % От Ihom — частота, Г ц — коэффициент мощности cosф температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более |
от 90 до 110
от 1 до 120 от 49,5 до 50,5 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от -45 до +40 от 0 до +40 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчики: — среднее время наработки на отказ, ч, не менее — среднее время восстановления работоспособности, сут, не более Серверы АИИС КУЭ: — среднее время наработки на отказ, ч, не менее — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УССВ: — среднее время наработки на отказ, ч, не менее — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более |
220000 2
100000 1 45000 2 |
| Глубина хранения информации
Счетчики: — тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее — при отключении питания, лет, не менее Серверы АИИС КУЭ: — хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений, лет, не менее |
45 5
3,5 |
Надежность системных решений:
— защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
В журналах событий фиксируются факты:
— журнал счетчика:
— параметрирования;
— пропадания напряжения (в т. ч. и пофазного);
— коррекции времени в счетчике;
— журнал сервера:
— параметрирования;
— пропадания напряжения;
— коррекции времени в счетчиках и сервере;
— пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищенность применяемых компонентов:
— механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
— счетчика;
— промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
— испытательной коробки;
— сервера (серверного шкафа);
— защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
— счетчика;
— сервера.
Возможность коррекции времени:
— в счетчиках (функция автоматизирована);
— в сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
— о результатах измерений (функция автоматизирована);
— о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист формуляра типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-НТЗ | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95УХЛ2 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| Счетчик электрической энергии | ТЕ3000 | 4 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | RTNTP-1A | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ ПАО «Россети Северо-Запад» | Промышленный компьютер | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ ООО «АтомЭнергоСбыт Бизнес» | Промышленный компьютер | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Программное обеспечение | «Пирамида-Сети» | 1 |
| Формуляр | АСВЭ 517.00.000 ФО | 1 |
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «ИНТЕГРАТОР», аттестованном ООО «АСЭ» г. Владимир, аттестат аккредитации № RA.RU.314933 от 07.10.2024.
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
