Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «МАВ» (далее по тексту — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «МАВ» (далее по тексту — АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
— автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
— периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
— автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
— предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций — участников оптового рынка электроэнергии;
— обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровнях (установка пломб, паролей и т.п.);
— диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
— конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
— автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
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) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя технические средства приема-передачи данных (каналообразующую аппаратуру), коммуникационное оборудование, сервер АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ): УССВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Измерительные каналы (ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на сервер АИИС КУЭ в составе верхнего — второго уровня системы.
На верхнем — втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Сервер (или АРМ) ИВК ежесуточно формирует и отправляет, в том числе с использованием электронной подписи (далее — ЭП) посредством электронной почты отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни АИИС КУЭ — ИИК и ИВК.
СОЕВ включает в себя УССВ, синхронизирующим собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной системы ГЛОНАСС/GPS.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии со шкалой времени сервера ИВК выполняется при каждом сеансе связи и по заданному расписанию. Синхронизация шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера осуществляется при расхождении времени более чем на 2 с. Коррекция часов сервера проводится при расхождении времени в сервере и времени национальной шкалы координированного времени UTC(SU) более чем на 1 с. Интервал проверки текущего времени в сервере выполняется с периодичностью не менее одного раза за 4 часа.
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов (время до коррекции и время после коррекции).
Журналы событий сервера отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер (№ 0296-2025) указывается типографским способом в формуляре АИИС КУЭ, а также на специальном информационном шильдике на передней дверце шкафа с сервером в составе уровня ИВК. Заводские номера измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», идентификационные данные которого указаны в таблице 1.
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.01 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac_metrology.dll ) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблицах 2 — 4.
’аблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование
ИК |
Состав ИК АИИС КУЭ | |||
| ТТ | ТН | Счетчик | УССВ | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 35/6 кВ Ключевая, КРУН 6 кВ, 2с, яч.18 | ТЛМ-10
Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 48923-12 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ТЕ3000.03
Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 |
УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
| 2 | ПС 35/6 кВ Ключевая, КРУН 6 кВ, 2с, яч.14 | ТЛМ-10
Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 48923-12 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | |
| 3 | ПС 35/6 кВ Ключевая, КРУН 6 кВ, 1с, яч.9 | ТЛМ-10
Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 48923-12 |
НТМИ-6-66
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 |
ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | |
| 4 | ПС 110/6 кВ Шахта-7, КРУН 6 кВ, 1с, яч.6 | ТЛП-10
Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 30709-08 |
НАМИ-10-95 УХЛ2
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 20186-05 |
ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | |
| 5 | КТП-100 6/0,4 кВ, ввод 6 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 50/5 Рег. № 32139-06 | ЗНОЛ-СЭЩ-6
Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 35956-07 |
ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | |
| 6 | ТП 6/0,4 кВ ГЭМ, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | Т-0,66
Кл. т. 0,5S Ктт 200/5 Рег. № 67928-17 |
— | НАРТИС-И300 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 86200-22 | |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | ТП 0,4 кВ Котельная, ввод 1 | ТТЕ-40
Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 73808-19 |
— | ТЕ3000.07 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 |
| 8 | ТП 0,4 кВ Котельная, ввод 2 | ТТЕ-40
Кл. т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 73808-19 |
— | ТЕ3000.07 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | |
| 9 | ВЛ 6 кВ Орбита, ПКУ 6 кВ | ТОЛ-10
Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 47959-11 |
ЗНОЛ-СЭЩ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000/^3/100/^3 Рег. № 35956-07 | ТЕ3000.03 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | |
| 10 | ТП 6/0,4 кВ Старый Аэропорт, РУ 0,4 кВ, ввод 0,4 кВ | ТТН 30
Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 75345-19 |
— | ТЕ3000.07 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 77036-19 | |
| Примечания:
1 Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений. 2 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 3 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 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 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
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±6), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±6), % |
| 1 — 4, 9 | Активная
Реактивная |
1,2
2,5 |
5,3
4,3 |
| 5 | Активная
Реактивная |
1,2
2,5 |
5,9
4,6 |
| 6 — 8 | Активная
Реактивная |
1,0
2,1 |
5,2
4,2 |
| 10 | Активная
Реактивная |
1,0
2,1 |
5,8
4,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 | ||
| Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95. 3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% 1ном, cosф = 0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -10 до +40°С. |
|||
Таблица 4 — Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Нормальные условия: параметры сети:
— напряжение, % от ином — ток, % от 1ном — коэффициент мощности cos9 температура окружающей среды, °C: — для счетчиков активной энергии: ГОСТ 31819.22-2012 — для счетчиков реактивной энергии: ГОСТ 31819.23-2012 |
от 99 до 101
от 100 до 120 0,87 от +21 до +25 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети:
— напряжение, % от ином — ток, % от 1ном — коэффициент мощности, cos9 — диапазон рабочих температур окружающей среды, °C: — для ТТ и ТН — для счетчиков — для УССВ-2 |
от 90 до 110
от 2(5) до 120 от 0,5 до 1,0 от -60 до +40 от -40 до +60 от -10 до +55 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии ТЕ3000:
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
220000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| счетчики электроэнергии НАРТИС-И300:
— среднее время наработки на отказ, ч, не менее |
320000 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 72 |
| ИВК:
— коэффициент готовности, не менее |
0,99 |
| — среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 1 |
| Глубина хранения информации
ИИК: — счетчики электроэнергии: — тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее |
45 |
| ИВК:
— результаты измерений, состояние объектов и 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 с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
— журнал счетчика:
— связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации;
— коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
— формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
— отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
— перерывы питания счетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
— журнал сервера:
— изменение значений результатов измерений;
— изменение коэффициентов измерительных трансформаторов тока и напряжения;
— факт и величина синхронизации (коррекции) времени;
— пропадание питания;
— замена счетчика;
— полученные с уровней ИИК «Журналы событий».
Защищённость применяемых компонентов:
— механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
— электросчетчика;
— промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
— испытательной коробки;
— сервера;
— защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
— счетчика;
— сервера.
Возможность коррекции времени в:
— счетчиках (функция автоматизирована);
— ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о результатах измерений (функция автоматизирована). Цикличность:
— измерений 30 мин (функция автоматизирована);
— сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 6.
Таблица 6 — Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТЛП-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 3 |
| Трансформатор тока | ТТЕ-40 | 6 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТТН 30 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-6 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные — измерители ПКЭ | ТЕ3000 | 9 |
| Счетчики электроэнергии трехфазные интеллектуальные | НАРТИС-И300 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 1 |
| Формуляр | ТДВ.411711.096 ФО | 1 |
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «МАВ», аттестованном ООО ИИГ «КАРНЕОЛ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.314868.
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ Р 59793-2021 Информационные технологии. Комплекс стандартов
на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.
