Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Амуруголь» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерений 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 сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени радиочасы МИР РЧ-02 (далее - УСВ), программное обеспечение (далее - ПО) ПК «УЧЕТ ЭНЕГОРЕСУРСОВ», каналообразующую аппаратуру и АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка, подлюченный к базе данных ИВК АО «Амуруголь» при помощи удаленного доступа по сети Internet.
Системы автоматизированные информационно-измерительные комплексного учета энергоресурсов, в состав которых входит ПО, внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений РФ под № 36357-13.
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 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 верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем - втором уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от АРМ энергосбытовой организации по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭП. АРМ энергосбытовой организации раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ - радиочасы МИР РЧ-02, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ не более ±1 с. УСВ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД АИИС КУЭ. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
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 ПК «УЧЕТ ЭНЕГОРЕСУРСОВ» версии не ниже 2.0, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. Программное обеспечение ПК «УЧЕТ ЭНЕГОРЕСУРСОВ» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ПК «УЧЕТ ЭНЕГОРЕСУРСОВ».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | Программный комплекс СЕРВЕР СБОРА ДАННЫХ MirServsbor.msi | Программный комплекс УЧЕТ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ EnergyRes.msi | Программа ПУЛЬТ ЧТЕНИЯ ДАННЫХ MirReaderSetup.msi |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 2.0.0.1 | 2.5 | 2.0.9.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 7b30b09bbf536b7f45db 352b0c7b7023 | 55a532c7e6a3c30405d7 02554617f7bc | 6dcfa7d8a621420f8a52 b8417b5f7bbc |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | ПС 35/6 кВ «Зимняя», ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5 | ТОЛ-10 УТ2 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 786; Зав. № 460 | 3Н0Л.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 10531; Зав. № 11518; Зав. № 12632 | МИР С-03.05Т-EQTLBMN -RG- 1T-H Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 39345616115125 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,6 |
| 2 | ПС 35/6 кВ «Зимняя», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.14 | Т0Л-10 УТ2 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 788; Зав. № 789 | 3НОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 9698; Зав. № 11714; Зав. № 9690 | МИР С-03.05Т-EQTLBMN -RG- 1T-H Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 39345616115124 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,6 |
| 3 | ПС 35/6 кВ «Пионерская», КРУН-6 кВ, с.ш. 6 кВ, яч.3 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 18271; Зав. № 5046 | НТМИ-6-66 У3 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 1398 | МИР С-03.05Т-EQTLBMN -RG- 1T-H Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 39345615082277 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 |
| 4 | ПС 35/6 кВ «Стела», ЗРУ-6 кВ, с.ш. 6 кВ, яч.2 | ТЛМ-10-1 (1) У3 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 1948150000005; ТЛМ-10-1 У3 Зав. № 4030100000006; ТЛМ-10-1 (1) У3 Зав. № 1948150000001 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл. т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав. № 8948; Зав. № 8949; Зав. № 8989 | CE304 S32 602-JAAQ2HY Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 006483077000001 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,3 ±5,6 |
| 5 | ПС 35/6 кВ «А», КРУН-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.5 | Т ОЛ-СЭЩ-10-21 У2 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 04666-10; Зав. № 04667-10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5631 | CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 106214382 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,7 |
| 6 | ПС 35/6 кВ «А», КРУН-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.10 | Т ОЛ-СЭЩ-10-21 У2 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 03577-10; Зав. № 03944-10 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 5592 | CE304 S32 402-JAAQ2HY Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 106214370 | активная реактивная | ±1,1 ±2,7 | ±3,0 ±4,7 |
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 для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 6 от плюс 5 до плюс 35 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена измерительных компонентов оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
| - ток, % от ^ом | от 100- до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °C | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ом | от 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, °C | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков,°C: | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, °C | от +10 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: для электросчетчика MOT С-03.05Т-EQТLBMN-RG-1Т-Н | 290000 |
| для электросчетчика CE304 S32 402-JAAQ2HY | 120000 |
| для электросчетчика CE304 S32 602-JAAQ2HY | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | 114 |
| Электросчетчики: | 40 |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее 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 систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Амуруголь» 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 | Рег. № СИ | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 УТ2 | 6009-77 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10-1 (1) У3 | 48923-12 | 2 |
| Трансформатор тока | ТЛМ-10-1 У3 | 2473-05 | 1 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-СЭЩ-10-21 У2 | 32139-06 | 4 |
| Трансформатор напряжения | 3НОЛ.06-6У3 | 3344-72 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 У3 | 2611-70 | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-6У3 | 3344-04 | 3 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | MИР С-03.05Т-EQТLBMN-RG-1Т-Н | 58324-14 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | CE304 S32 602-JAAQ2HY | 31424-07 | 1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | CE304 S32 402-JAAQ2HY | 31424-07 | 2 |
| У стройство синхронизации времени | Радиочасы МИР РЧ-02 | 46656-11 | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «УЧЕТ ЭНЕГОРЕСУРСОВ» | - | 1 |
| Сервер БД | HP Proliant ML110 G7 | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-161-2017 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.428 ПФ | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-161-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Амуруголь». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 18 мая 2017 г. Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков MOT С-03.05Т-EQТLBMN-RG-1Т-Н - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные электронные типа МИР С-03. Методика поверки» М08.112.00.000 МП, согласованному с ФГУП «ВНИИМС» в июне 2014 г.;
- счетчиков CE304 S32 602-JAAQ2HY - по документу ИНЕС.411152.064 Д1 «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехвазные СЕ 304. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2006 г.;
- счетчиков CE304 S32 402-JAAQ2HY - по документу ИНЕС.411152.064 Д1 «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехвазные СЕ 304. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2006 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 46656-11;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%;
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) АО «Амуруголь», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Амуруголь»
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
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Амуруголь"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "Амуруголь"")
67973-17: Методика поверки МП 206.1-161-2017Скачать9.0 Мб