Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ФАНКОМ-ВС"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 1286 п. 61 от 20.08.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ФАНКОМ-ВС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчётов.

Описание

АИИС КУЭ «ФАНКОМ-ВС» представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа ПСЧ-4ТМ.05М.12, класса точности 0,5S/1,0 по ГОСТ Р 52323-05 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных.

2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, состоящий из центра сбора и обработки информации (ЦСОИ) на основе специализированного программного обеспечения «АльфаЦЕНТР», а также включающий в себя линии связи, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УССВ (зав. № 001363) и автоматизированное рабочее место персонала (далее - АРМ)

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные 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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии посредством линий связи RS - 485 и через GSM модемы поступает по запросу ИВК на сервер БД, где происходит обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая создана на основе устройства синхронизации системного времени, в состав которого входит приемник

Лист № 2

Всего листов 10 сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Каждую секунду передаются данные о точном времени от внутренних часов УССВ на сервер.

Коррекция показаний часов счетчиков с часами сервера происходит один раз в сутки при расхождении с часами счетчиков более чем на ±3 с. УССВ осуществляет коррекцию внутренних часов сервера БД независимо от наличия рассинхронизации не реже чем 1 раз в 60 минут.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

Уровень ИВК содержит программное обеспечение «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.

Наименование программного модуля (идентификационное наименование ПО)

Наименование файла

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe)

Amrserver.exe

12.07.03

559f01748d4be825 c8cda4c32dc26c56

MD5

драйвер ручного опроса счетчиков

Атгс.ехе

a75ff376847d22ae

4552d2ec28094f36

драйвер автоматического опроса счетчиков

Amra.exe

9cf3f689c94a65daa d982ea4622a3b96

драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

0630461101a0d2c1 f5005c116f6de042

MD5

Библиотека шифрования пароля счетчиков

encryptdll.dll

0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c

библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

b8c331abb5e34444

170eee9317d635cd

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 - средний, в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК

Номер ИК

Наименование объекта учета,

Состав 1-го уровня

Ктт •Ктн •Ксч

Наименование измеряемой величины

Вид энергии

Метрологически е характеристики

Вид СИ, класс точности , коэффициент трансформации, № Госреестра СИ

Обозначение, тип

Заводской номер

Основная Погрешность ИК, ± %

Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 10

II

Кт = 0,5 Ктт = 1500/5 № 1261-59

А

ТПОЛ-10

21079

18000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,6

4,1

В

ТПОЛ-10

18419

С

ТПОЛ-10

21078

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49

А

НОМ-6

4786

В

-

-

С

НОМ-6

5538

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0611128863

2

ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 26

II

Кт = 0,5 Ктт = 1500/5 № 1261-59

А

ТПОЛ-10

15425

18000

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,6

4,1

В

ТПОЛ-10

15404

С

ТПОЛ-10

15428

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49

А

НОМ-6

4869

В

-

-

С

НОМ-6

2841

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0611128926

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

3

ТП - 24 «Водозабор», 6/0.4/кВ, ввод 0.4 кВ, Т - 1

II

Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 41260-09

А

ТТН-Ш

1301-023241

09

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

6,2

5,1

В

ТТН-Ш

1301-023248

С

ТТН-Ш

1301-021798

ТН

-

А

-

-

В

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611129356

4

ТП - 24 «Водозабор», 6/0.4/кВ, ввод 0.4 кВ,

Т - 2

II

Кт = 0,5 Ктт = 300/5 № 41260-09

А

ТТН-Ш

1301-023242

09

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

6,2

5,1

В

ТТН-Ш

1301-023251

С

ТТН-Ш

1102-015781

ТН

-

А

-

-

В

С

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.16

0611127101

5

ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 2

II

Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 2363-68

А

ТПЛМ-10

47145

2400

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,6

4,1

В

-

-

С

ТПЛМ-10

47162

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49

А

НОМ-6

4786

В

-

-

С

НОМ-6

5538

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0611129003

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

6

ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ -6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 3

II

Кт = 0,5 Ктт = 100/5 № 1276-59

А

ТПЛ-10

8369

1200

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,6

4,1

В

-

-

С

ТПЛ-10

9946

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49

А

НОМ-6

4786

В

-

-

С

НОМ-6

5538

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0611129432

7

ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 5

II

Кт = 0,5 Ктт = 100/5 № 1276-59

А

ТПЛ-10

77073

1200

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,6

4,1

В

-

-

С

ТПЛ-10

32359

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49

А

НОМ-6

4786

В

-

-

С

НОМ-6

5538

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0611129534

8

ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 23

II

Кт = 0,5 Ктт = 100/5 № 1276-59

А

ТПЛ-10

2529

1200

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,6

4,1

В

-

-

С

ТПЛ-10

32661

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49

А

НОМ-6

4869

В

-

-

С

НОМ-6

2841

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0611129502

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

9

ПС «ВСФК» 110/35/6 кВ, ЗРУ - 6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 28

II

Кт = 0,5 Ктт = 200/5 № 2363-68

А

ТПЛМ-10

51364

2400

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

1,0

2,1

5,6

4,1

В

-

-

С

ТПЛМ-10

52070

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 159-49

А

НОМ-6

4869

В

-

-

С

НОМ-6

2841

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36355-07

ПСЧ-4ТМ.05М.12

0611129516

В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (япф=0,87), токе ТТ, равном 5 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 3,4 от минус 30 °С до 40 °С, для ИК № 1, 2, 5 - 9 от 5 °С до 35 °С

1. Нормальные условия эксплуатации:

- параметры питающей сети: напряжение - (220±4,4) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;

- параметры сети: диапазон напряжения - (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока - (1,0 -1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С;ТН- от минус40 °С до 50 °С; счетчиков: (23±2) °С ;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

2. Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока - (0,01 - 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) - 0,5 - 1,0(0,6 -0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 35 °С;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

Для электросчетчиков:

- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 (0,01 при cosф=1) - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;

- магнитная индукция внешнего происхождения - 0,5 мТл;

- температура окружающего воздуха - от минус 40 °С до 60°С;

- относительная влажность воздуха - (40-60) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение - (220±10) В; частота - (50 ± 1) Гц;

- температура окружающего воздуха - от 15 °С до 30 °С;

- относительная влажность воздуха - (70±5) %;

- атмосферное давление - (750±30) мм рт.ст. ((100±4) кПа)

3. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее 140 000 ч., время восстановления работоспособности 2 ч.;

- компоненты ИВК - коэффициент готовности - не менее 0,99, среднее время восстановления - не более 1 часа

- компоненты СОЕВ - УССВ - время наработки на отказ не менее 35000 ч., среднее время восстановления - не более 2 часов

Надежность системных решений:

- Применение конструкции оборудования и электрической компоновки, отвечающих требованиям IEC - Стандартов;

- Стойкость к электромагнитным воздействиям;

- Ремонтопригодность;

- Программное обеспечение отвечает требованиям ISO 9001;

- Мощные функции контроля процесса работы и развитые средства диагностики системы;

- Резервирование элементов системы;

- Резервирование каналов связи при помощи переносного инженерного пульта;

- Резервирование электропитания оборудования системы.

Регистрация событий:

- журнал событий счетчика:

- попытки несанкционированного доступа;

- связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных;

- изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

- отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

- перерывы питания.

- журнал событий ИВК:

- даты начала регистрации измерений;

- перерывов электропитания;

- программных и аппаратных перезапусков;

- установка и корректировка времени;

- нарушение защиты ИВК;

- отсутствие/довосстановление данных с указанием точки измерений и

соответствующего интервала времени.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- привод разъединителя трансформаторов напряжения;

- клеммы низкого напряжения трансформаторов напряжения;

- корпус (или кожух) автоматического выключателя в цепи трансформатора напряжения, а так же его рукоятка (или прозрачная крышка);

- клеммы вторичной обмотки трансформаторов тока;

- промежуточные клеммники, через которые проходят цепи тока и напряжения;

- испытательная коробка (специализированный клеммник);

- крышки клеммных отсеков счетчиков;

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на сервер БД ИВК.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ФАНКОМ-ВС» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ «ФАНКОМ-ВС» представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ «ФАНКОМ-ВС»

Наименование

Количество

1

2

Трансформаторы тока проходные, одновитковые с литой изоляцией ТПОЛ-10

6 шт.

Трансформаторы тока измерительные ТТН-Ш

6 шт.

Трансформаторы тока ТПЛМ-10

4 шт

Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией ТПЛ-10

4 шт.

Трансформаторы напряжения НОМ-6

4 шт.

Счетчики электрической энергии многофункциональные ПСЧ-4ТМ.05М

9 шт.

Устройство синхронизации системного времени УССВ

1 шт.

Формуляр 02.2014.ФАНКОМ ВС-АУ.ФО-ПС

1 экземпляр.

Технорабочий проект 02.2014. ФАНКОМ_ВС-АУ.ПЗ

1 экземпляр

Поверка

осуществляется по документу МП 58220-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ФАНКОМ-ВС». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- счетчиков типа ПСЧ-4ТМ.05М.12 - 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;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии «ФАНКОМ-ВС». Технорабочий проект 02.2014.ФАНКОМ_ВС-АУ.ПЗ».

Лист № 10

Всего листов 10

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) «ФАНКОМ-ВС»

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

2. ГОСТ 1983-2001   «Трансформаторы напряжения. Общие технические

условия».

3. ГОСТ 7746-2001   «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

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

5. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.

Развернуть полное описание