Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Витекс» изменение №1 (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - Счетчики), 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 (далее - ИВК) ООО «Витекс» изменение №1, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее -БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) типа УССВ-2 и программное обеспечение (далее - ПО) «Энфорс АСКУЭ», ПО «АльфаЦЕНТР».
ИВК предназначен для автоматизированного сбора и хранения результатов измерений, состояния средств измерений, подготовки и отправки отчетов в АО «АТС», АО «СО ЕЭС».
Измерительные каналы (далее - 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 БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP с использованием ЭЦП.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ, на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (ГЛОНАСС/GPS). УССВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени приемника более чем на ±2 с. Часы счетчиков синхронизируются от сервера БД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Энфорс» и ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблицах 1.1. - 1.4. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Энфорс» Модуль сбора данных Collector energy.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 5.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 75695305e6d4164e320f6724b8386630 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационные признаки | Значение |
| Таблица 1.2 - Идентификационные данные Г | Ю |
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Энфорс» Модуль администрирования enfadmin.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 2.2 |
| Цифровой идентификатор ПО | 585ee0f1be9b0c187cf13ff8d9cfe9ec |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Таблица 1.3 - Идентификационные данные П | Ю |
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «Энфорс» Модуль формирования макетов 80020 m80020.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 2.3 |
| Цифровой идентификатор ПО | 9b28af5f8bc0cebae21e1 f499b4e1819 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Модуль синхронизации GpsReader.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 3.18 |
| Цифровой идентификатор ПО | 87a15928bc4e6319c58bc39b6b16e27f |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Энфорс» и ПО «АльфаЦЕНТР» не влияют на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО «Энфорс» от непреднамеренных и преднамеренных изменений -«высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2. Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики_
| о, е м о Н | | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| Наименование ИК | ТТ | ТН | Счётчик | УССВ/ Сервер БД | Границы основной погрешности, (5), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | РУ-3 6 кВ, яч.2, ввод №1 6 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 32139-06 | ЗНОЛПМ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 35505-07 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 2 | РУ-3 6 кВ, яч.16, ввод №2 6 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 32139-06 | ЗНОЛПМ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 35505-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 46634-11 | | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 3 | РУ-3 6 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP DL120 G6 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
| 4 | РУ-3 6 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
| | ТП 6 кВ РУ-6 кВ | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1261-08 | ЗНИОЛ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 25927-09 | ПСЧ-4ТМ.05М | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 5 | яч.15, Ввод №2 6 кВ | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| | ТП 6 кВ РУ-6 кВ | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1261-08 | ЗНИОЛ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 25927-09 | ПСЧ-4ТМ.05М | | активная | ±1,2 | ±3,3 |
| 6 | яч.2, Ввод №1 6 кВ | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | | реактивная | ±2,8 | ±5,7 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 7 | ТП 6 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-1 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | УССВ-2 Рег. № 54074-13/ HP DL120 G6 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
| 8 | ТП 6 кВ, ввод 0,4 кВ ТСН-2 | Т-0,66 Кл. т. 0,5S Ктт 50/5 Рег. № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±3,3 ±5,7 |
| 9 | РУ-3 6 кВ яч.19 | ТОЛ НТЗ 10-01А Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 69606-17 | ЗНОЛПМ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 35505-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| 10 | РУ-3 6 кВ яч.20 | ТОЛ НТЗ 10-01А Кл. т. 0,5 Ктт 600/5 Рег. № 69606-17 | ЗНОЛПМ-6 Кл. т. 0,5 Ктн 6000:V3/100:V3 Рег. № 35505-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 64450-16 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,7 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cosj = 0,8 инд, 1=0,02(0,05)- 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 10 от 0 до плюс 40 °C.
4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 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 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
7 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 10 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2(5) до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -45 до +50 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, С: | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, | |
| оС | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05М | 140000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.12 | 165000 |
| для электросчетчика ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний 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 счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип/обозначение | Количество, шт./экз. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 | 12 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ НТЗ 10-01А | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛПМ-6 | 6 |
| Трансформатор напряжения | ЗНИОЛ | 6 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 4 |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | «Энфорс», «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Методика поверки | МП 134-2019 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭ.030.0043.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 134-2019 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Витекс» изменение №1. Методика поверки», утвержденному ООО «Спецэнергопроект» 23.12.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов напряжения в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3196-2018. «ГСИ. Методика измерений мощности нагрузки измерительных трансформаторов тока в условиях эксплуатации»;
- по МИ 3598-2018. «ГСИ. Методика измерений потерь напряжения в линиях соединения счетчика с трансформатором напряжения в условиях эксплуатации»;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05М, ПСЧ-4ТМ.05М.04 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ. 411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ. 411152.146РЭ Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.12 - по документу ИЛГШ. 411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утверждённому ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 28.04.2016 г.;
- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001 МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, Рег. № 46656-11.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Витекс» изменение №1, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», аттестат об аккредитации № RA.RU.312236 от 20.07.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
77670-20: Методика поверки МП 134-2019Скачать1.2 Мб