Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО "АМКК". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО "АМКК"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «АМКК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. Количество измерительных каналов 3.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР АС_РЕ_10», устройство синхронизации времени УСВ-3, автоматизированные рабочие места (АРМ).

Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным цепям 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по GSM-каналу поступает на второй уровень системы (ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК АИИС КУЭ с использованием протоколов передачи данных TCP/IP.

Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоко-лом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-3 не более ±1 с. УСВ-3 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ-3 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.

Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика, сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах событий.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР АС_РЕ_10». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР АС РЕ 10»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

12.1

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора

MD5

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ

Номер и наименование ИК

ТТ, (уст. фазы)

ы)

з

Д -е

н н

с

Счетчик

УССВ/Сервер

1

2

3

4

5

1

ПС 110 кВ Алексеевка, ЗРУ 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 1.10

ТОЛ-СЭЩ-10

400/5 Кл. т. 0,5 S Рег. № 32139-06 (А, В, С)

НАЛИ-СЭЩ-10-1 (1) 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 38394-08 (А, В, С)

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18

УСВ-3 Рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R340

2

ПС 110 кВ Алексеевка, ЗРУ 10 кВ, 3 СШ 10 кВ, яч. 3.11

ТОЛ-СЭЩ-10

400/5 Кл. т. 0,5 S Рег. № 32139-06 (А, В, С)

НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 (А, В, С)

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18

ЦРП-1 10 кВ, ЗРУ 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 16

ТПК-10

400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 22944-02 (А, С)

3

НАМИТ-10 (3) 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 (А, В, С)

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18

УСВ-3 Рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R340

Пр имечания:

1    Допускается замена ТТ, ТН, 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.

2    Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.

3    Допускается замена сервера на модель с аналогичными характеристиками.

4    (1) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 1.

5    (2) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 2.

6    (3) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 3.

7    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 (±5), %

Границы погрешности в рабочих условиях (±5), %

1

2

3

4

1, 2, 3

Активная

Реактивная

1,1

2,7

3,7

6,0

Примечания:

1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая)

2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности Р = 0,95.

Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК

Наименование характеристики

Значение

1

2

Количество ИК

3

Нормальные условия: параметры сети:

-    напряжение, % от Ином

-    ток, % от 1ном

-    коэффициент мощности

-    температура окружающей среды, °С

от 98 до 102 от 1 до 120

0,9

от +21 до +25

1

2

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от Ином

от 90 до 110

- ток, % от 1ном

от 5 до 120

- коэффициент мощности, еоБф

0,5 инд до 0,8 емк

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

от -45 до +40

- температура окружающей среды в месте расположения

электросчетчиков, °С

от -10 до +35

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

Электросчетчики:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

2

УСВ-3:

среднее время наработки на отказ, ч, не менее

45000

среднее время восстановления работоспособности, ч

2

Сервера:

- среднее время наработки на отказ, ч, не менее

41000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

1

Глубина хранения информации:

Электросчетчики:

- тридцатиминутный профиль нагрузки, сут,

113

- при отключении питания, лет, не менее

10

Сервер:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств

измерений, лет, не менее

3,5

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Надежность системных решений обеспечивается резервированием каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий:

-    в журнале событий счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика;

испытательной коробки; сервера БД.

-    защита информации на программном уровне:

результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой

подписи);

установка пароля на счетчик; установка пароля на сервер БД.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.

Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество,

шт.

Трансформаторы тока

ТОЛ-СЭЩ-10

6

Трансформаторы тока

ТПК-10

2

Трансформатор напряжения трехфазной антирезонансной группы

НАЛИ-СЭЩ-10

1

Трансформатор напряжения

НАМИТ-10

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

3

Устройство синхронизации времени

УСВ-3

1

Сервер

Dell PowerEdge R340

1

ПО

АльфаЦЕНТР АС PE 10

1

Паспорт-формуляр

СЭ.2019.10.АСКУЭ.31-ПФ

1

Методика поверки

МП КЦСМ-172-2019

1

Поверка

осуществляется по документу МП КЦСМ-172-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «АМКК». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 16.08.2019 г.

Основные средства поверки:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003;

-    ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    Счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу: ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;

-    УСВ-3 - по документу: «Инструкция. Устройство синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000МП», утвержденным ФГУП «:ВНИИФТИ» в 2012 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ЗАО «АМКК». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 15/RA.RU.312287/2019.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

Развернуть полное описание