| Номер в госреестре | 68236-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "РН-Энерго" (ПАО "Ростелеком") |
| Изготовитель | ООО "Агентство энергетических решений", г.Москва |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (ПАО «Ростелеком») (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую многофункциональную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс, включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - Счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе сервера HP Proliant DL360 G7 с установленным серверным программным обеспечением ПО «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УСВ-2 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 41681-10 (госреестр № 41681-10), автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии и мощности;
- предоставление дистанционного доступа к результатам и средствам измерений по запросу Коммерческого оператора торговой системы оптового рынка электроэнерии и мощности;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы сервера ИВК осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредством сотовой GSM связи (счетчик - каналообразующая аппаратура - сервер ИВК).
На верхнем уровне системы выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Информация с сервера ИВК может быть получена на автоматизированные рабочие места (АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл отчета с результатами измерений в формате ХМЬ. Файл с результатами измерений подписывается электроной цифровой подписью уполномоченного сотрудника ООО «РН-Энерго» и передается в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и организациям-участникам оптового рынка электроэнергии мощности. Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени типа УСВ-2. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УСВ-2 происходит 1 раз в час. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером ИВК.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и сервера ИВК.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков и ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР».
Идентификационные данные ПО АИИС КУЭ указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 15.07 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Другие идентификационные данные | ac_metrology.dll |
Границы интервалов допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Компонентный состав ИК АИИС КУЭ и их основные характеристики приведены в таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
аблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Наименование ИК | Состав измерительных каналов | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | Сервер | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | РТП 400 6,3 кВ, ГРЩ-1, ввод 0,4 кВ | TC кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | HP Proliant DL360 G7 УСВ-2 Госреестр № 41681-10 |
| 2 | РТП 400 6,3 кВ, ГРЩ-2, ввод 0,4 кВ | TC кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
| 3 | РТП 400 6,3 кВ, ГРЩ-3, ввод 0,4 кВ | TC кл.т 0,5 Ктт = 1200/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
| 4 | РТП 400 6,3 кВ, ГРЩ-4, ввод 0,4 кВ | TC кл.т 0,5 Ктт = 800/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | КТП 2х1000 кВА 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ГРЩ 0,4 кВ, секция 2, ввод 0,4 кВ | ASK кл.т 0,5 Ктт = 1600/5 Г осреестр № 49019-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
| 6 | КТП 2х1000 кВА 10 кВ, РУ-0,4 кВ, ГРЩ 0,4 кВ, секция 1, ввод 0,4 кВ | ASK кл.т 0,5 Ктт = 1600/5 Госреестр № 49019-12 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
| 7 | ПР1 0,4 кВ Шкаф учета | СТ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 26070-06 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
| 8 | ПР2 0,4 кВ Шкаф учета | СТ кл.т 0,5 Ктт = 600/5 Госреестр № 26070-06 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | HP Proliant DL360 G7 УСВ-2 Госреестр № 41681-10 |
| 9 | ТП-3 6 кВ, РУ-6 кВ, сек.2 6 кВ, яч.10 | ТЛО-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛП кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Госреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 | |
| 10 | ТП-3 6 кВ, РУ-6 кВ, сек.1 6 кВ, яч.1 | ТЛО-10 кл.т 0,5 Ктт = 300/5 Госреестр № 25433-11 | ЗНОЛП кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Госреестр № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М кл.т 0,2S/0,5 Г осреестр № 36697-12 | |
| 11 | РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т1 | TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
| 12 | РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т2 | TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
| 13 | РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т3 | TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 | |
| 14 | РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т4 | TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Г осреестр № 36697-12 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 15 | РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т5 | TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | HP Proliant DL360 G7 УСВ-2 Госреестр № 41681-10 |
| 16 | РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т6 | TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
| 17 | РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т7 | TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
| 18 | РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т8 | TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
| 19 | РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т9 | TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 | |
| 20 | РТП 17058 10 кВ, ВРУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ от Т10 | TC кл.т 0,5 Ктт = 2000/5 Госреестр № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.03М.09 кл.т 0,5S/1,0 Госреестр № 36697-12 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
| §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| 15 %£Ч изм<Ч 20 % | 120 %£Чизм<Ч100% | НЧ 0 0 % IA W 2 IA 1 2 о ''ч ©х | ||
| 1 - 8, 11 - 20 (Сч. 0,5S; ТТ 0,5) | 1,0 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,4 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,6 | |
| 0,8 | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 | |
| 0,7 | ±3,7 | ±2,2 | ±1,8 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| 9, 10, (Сч. 0,2S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,4 | ±1,4 | ±1,2 | |
| 0,8 | ±2,9 | ±1,7 | ±1,4 | |
| 0,7 | ±3,6 | ±2,0 | ±1,6 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |
| Номер ИК | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | ||
| §5 %, | §20 %, | §100 %, | ||
| I5 %£I изм< 20 % | % % 0 0 I1 V м 1 VI % 0 2 I | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 - 8, 11 - 20 (Сч. 1,0; ТТ 0,5) | 0,9 | ±7,1 | ±4,5 | ±3,9 |
| 0,8 | ±5,4 | ±3,9 | ±3,6 | |
| 0,7 | ±4,8 | ±3,6 | ±3,4 | |
| 0,5 | ±4,1 | ±3,4 | ±3,3 | |
| 9, 10, (Сч. 0,5; ТТ 0,5; ТН 0,5) | 0,9 | ±6,6 | ±3,8 | ±3,0 |
| 0,8 | ±4,6 | ±2,8 | ±2,3 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±3,0 | ±2,0 | ±1,7 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 5ц2)%Р и §1(2)%Q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 8ц2)%Р и §1(2)%Q для cosj не более 1,0 нормируется от I2%.
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности 0,95.
3 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
4 Нормальные условия эксплуатации:
Параметры сети:
диапазон напряжения - от 0,99 до 1,01 •ин;
диапазон силы тока - от 0,01 до 1,2^н;
температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 40 до плюс 50 °С; счетчиков -от плюс 18 до плюс 25 °С; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °С;
частота от 49 до 51 Гц;
5 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9 до 1,1 •Цщ; диапазон силы первичного тока - от 0,01 до 1,2^щ;
частота от 49 до 51 Гц;
температура окружающего воздуха - от минус 30 до плюс 35 °С.
Для счетчиков электроэнергии:
параметры сети: диапазон вторичного напряжения - от 0,9 до 1,1^н2; диапазон силы вторичного тока - от 0,01 до 1,2^н2;
частота от 49 до 51 Гц;
температура окружающего воздуха - от плюс 10 до плюс 30 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками.
7 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
счетчики СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 165000 ч; устройство синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 ч;
ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности, 1 ч.
Надежность системных решений:
резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты;
в журналах событий счетчиков и ИВК фиксируются факты:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекция шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения; испытательных коробок;
ИВК.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии; пароль на ИВК;
пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в: счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
счетчики электроэнергии - до 30 лет при отсутствии питания;
ИВК - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
В комплект поставки входит документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Таблица 4 - Комплектность средства измерений | ||
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 4 |
| Трансформатор тока | TC | 42 |
| Трансформатор тока измерительный | ASK | 6 |
| 1 | 2 | 4 |
| Трансформатор тока | СТ | 5 |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛП | 6 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М | 20 |
| ПО (комплект) | «Альф аТ ЦЕНТР» | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-4359-550-2017 | 1 |
| Паспорт - формуляр | 09176226.422231.105.ФО | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-4359-550-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). Потребители энергосбытовой компании ООО «РН-Энерго». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.05.2017 г.
Основные средства поверки: для ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
для ТН - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
для счётчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утверждённому ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;
для устройства УСВ-2 - по документу ВЛСТ.237.00.001И1 «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утверждённому ФГУП «ВНИИФТРИ» 15 мая 2010 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
средства измерений для проверки нагрузки на вторичные цепи ТТ и ТН и падения напряжения в линии связи между вторичной обмоткой ТН и счетчиком - по МИ 3000-2006.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о
поверке.
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (ПАО «Ростелеком»).
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РН-Энерго» (ПАО «Ростелеком»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
