Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Техсапфир» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней: Первый уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных RTU-325S (Рег. № 53722-13), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (Рег. № 54074-13), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер ООО «Техсапфир» (далее по тексту - сервер АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
- передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
- 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);
- предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
Принцип действия
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
УСПД один раз в сутки автоматически опрашивает счетчики электрической энергии по линии связи стандарта GSM и считывает 30-минутный профиль мощности и журналы событий.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью один раз в 30 минут опрашивает УСПД и считывает с него 30-минутные профили мощности для каждого канала учета и журналы событий и осуществляет вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности с учётом коэффициентов трансформации. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и передачу данных в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» Белгородское РДУ, филиал ПАО «МРСК Центра»-«Белгородэнерго», ОАО «Белгородэнергосбыт» в виде xml-файлов формата 80020.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ-2, счетчиков, УСПД, сервера АИИС КУЭ. В качестве устройства синхронизации времени используется УССВ-2, которое осуществляет прием сигналов точного времени от ГЛОНАСС/GPS-приемника непрерывно.
Сравнение показаний часов УСПД и УССВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов УСПД и УССВ-2 осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УССВ-2 на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД на величину более чем ±1 с.
Программное обеспечение
Идентификационные данные метрологически значимой части ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО (по MD5) | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| 1 | Наименование точки измерений | Состав ИИК | Вид электро энергии |
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | КТП-1808 (10/0,4 кВ) 0,4 кВ яч. № 1 КЛ-1 | ТС 10 кл.т. 0,5 2500/5 А №42213; В №42215; С №42218; Рег. № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.02.2 кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 04073400 Рег. № 20175-01 | RTU-325S-E1-M2, Зав. № 010173, Рег. № 53722-13 УССВ-2, Зав. № 001926, Рег. № 54074-13 | о, и ф п а с х <и Н О О О р и р е С | активная реактив ная |
| 2 | КТП-1808 (10/0,4 кВ) 0,4 кВ яч. № 1 КЛ-2 | ТС 10 кл.т. 0,5 2500/5 А №42214; В №42217; С №42216; Рег. № 26100-03 | - | СЭТ-4ТМ.02.2 кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 05070164 Рег. № 20175-01 | активная реактив ная |
| 3 | КТП-1001 (10/0,4 кВ) 0,4 кВ яч. № 13 Ввод-1 | ТШЛ-СЭЩ-0,66-16 кл.т. 0,5 4000/5 А №01085-12; В №01075-12; С №01084-12; Рег. № 41433-09 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0623121077 Рег. № 36355-07 | активная реактив ная |
| 4 | КТП-1001 (10/0,4 кВ) 0,4 кВ яч. № 3 Ввод-2 | ТШЛ-СЭЩ-0,66-16 кл.т. 0,5 4000/5 А №01086-12; В №00991-12; С №01067-12; Рег. № 41433-09 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 0623121042 Рег. № 36355-07 | активная реактив ная |
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % |
| I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | НЧ 2 0 % 1Л 1 и з 2 Л I 0 о % ©х | I100 %£ I изм£ I 120 % |
| 1 - 4 (ТТ 0,5; ТН -; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,3 | ±1,9 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 |
| Номер ИИК | sin9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 8, % |
| I1(2)£ I изм< I 5 % | I '-Л % 1Л 1 и з 2 Л 1 2 о % ©х | I 20 %£ I изм< I 100 % | 1 0 0 £ 1Л 1 и з 2 1Л 1 2 о % ©х |
| 1, 2 (ТТ 0,5; ТН -; Счетчик 0,5) | 0,44 | - | ±6,4 | ±3,7 | ±2,3 |
| 0,6 | - | ±4,4 | ±2,3 | ±1,7 |
| 0,71 | - | ±3,6 | ±1,9 | ±1,5 |
| 0,87 | - | ±2,7 | ±1,5 | ±1,2 |
| 3, 4 (ТТ 0,5; ТН -; Счетчик 1,0) | 0,44 | - | ±7,2 | ±4,6 | ±4,0 |
| 0,6 | - | ±5,5 | ±4,0 | ±3,7 |
| 0,71 | - | ±4,8 | ±3,7 | ±3,5 |
| 0,87 | - | ±4,2 | ±3,5 | ±3,4 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин).
3. В качестве характеристик погрешности ИИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98Ином до 1,02-ином;
- сила тока от 1ном до 1,2Тном, cosj=0,9 инд;
- температура окружающей среды от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1Ином;
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном; температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии для ИИК № 1, 2 по ГОСТ 30206-94, для № 3, 4 по ГОСТ Р 52323-2005; в режиме измерения реактивной электроэнергии для ИИК № 1, 2 по ГОСТ 26035-83, для ИИК № 3, 4 по ГОСТ Р 52425-2005.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД, УССВ, на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики СЭТ-4ТМ.02.2 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСПД Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, УССВ, сервере, АРМ;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
- фактов параметрирования счетчика;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02.2, ПСЧ-4ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу -не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений -не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность средства измерений приведена в таблице 4.
| Наименование | Тип | Количество |
| Трансформатор тока | ТС 10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТШЛ-СЭЩ-0,66-16 | 6 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02.2 | 2 |
| ПСЧ-4ТМ.05М | 2 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-325S | 1 |
| У стройство синхронизации времени | УССВ-2 | 1 |
| Сервер | DEXP Mars E109 | 1 |
| Методика поверки | РТ-МП-4132-500-2017 | 1 |
| Формуляр | РГК.411711.012ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-4132-500-2017 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Техсапфир». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 27.01.2017 г. Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.87РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- УССВ-2 - по методике поверки МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП), утвержденной ФБУ «Ростест-Москва» в 2013 г.
- УСПД RTU 325S - по методике поверки МП-РТ-1889-2013 (ДЯИМ.466215.008МП), утвержденной ФБУ «Ростест-Москва» в 2013 г.
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 27008-04);
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
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.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Техсапфир». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 2013/500-RA.RU.311703-2016 от 27.01.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Техсапфир»
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
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
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Техсапфир"](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Техсапфир""){kind=logo}
66928-17: Методика поверки РТ-МП-4132-500-2017Скачать1.2 Мб