Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ» г. Ставрополь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3-х уровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) и вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (далее -ИВКЭ), включающие в себя промконтроллер (сервер БД уровня ИВКЭ), устройство синхронизации времени УСВ-1 (Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (Рег. №) 28716-05, зав. № 1623), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора и специализированное программное обеспечение (ПО).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер БД уровня ИВК с установленным серверным программным обеспечением ПО «АльфаЦЕНТР» (Рег. № 44595-10), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (Рег. № 54074-13, зав. № 001419), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение, АРМы.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей);
- 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);
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера БД уровня ИВКЭ, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений. Далее информация поступает на ИВК.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УСВ-1 и УССВ-2. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5,0 секунд в сутки. В СОЕВ входят все средства измерений времени, влияющие на процесс измерения количества электроэнергии, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени.
Погрешность хода часов серверов ИВК, ИВКЭ не превышает ±1 с/сут. Синхронизация времени сервера ИВК с УССВ-2 и сервера ИВКЭ с УСВ-1 происходит 1 раз в час. Коррекция времени системы осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±1 с.
Сервер БД ИВКЭ осуществляет коррекцию времени встроенных часов счетчиков. При каждом сеансе связи сервера БД ИВКЭ со счетчиками осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером БД ИВКЭ. Корректировка времени встроенных часов счетчика осуществляется автоматически при каждом сеансе связи, при обнаружении рассогласования времени встроенных часов сервера БД ИВКЭ и счетчика более ±2 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО сервера ИВКЭ, ПО сервера ИВК, ПО АРМ на основе пакета программ « АльфаЦЕНТР».
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» представлены в таблице 1.
| Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Альфа | ЦЕНТР» |
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Другие идентификационные данные | Библиотека метрологических функций |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО « АльфаТЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «средний» по Р 50.2.77-2014.
Технические характеристики
Состав АИИС КУЭ, а так же технические и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав АИИС КУЭ, а так же технические и метрологические характеристики ИК.
| Номер ИК | Наименование объекта учета | Состав АИИС КУЭ | Ктт Ктн Ксч | Вид энергии |
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № | Обозначение, тип | Заводской номер | СОЕВ |
| - | ПС 110/6 кВ «Прибрежная», ЗРУ-6 кВ, яч. 3, Ф-69 | н н | Кт=0,5Б Ктт=1000/5 № 25433-11 | А | ТЛ0-10 | 14-37630 | УСВ-1 зав. № 1623 Рег. № 28716-05 УССВ-2 зав. № 001419 Рег. № 54074-13 | 12000 | активная реактивная |
| B | - | - |
| C | ТЛ0-10 | 14-37639 |
| К н | Кт=0,2 Ктн=6000/100 № 11094-87 | А | НАМИ-10 | 4196 |
| B |
| C |
| Счетчик | Кт=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | 0804150176 |
| (N | ПС 110/6 кВ «Прибрежная», ЗРУ-6 кВ, яч. 5, Ф-67 | н н | Кт=0,5Б Ктт=1000/5 № 25433-11 | А | ТЛ0-10 | 14-37643 | 12000 | активная реактивная |
| B | - | - |
| C | ТЛ0-10 | 14-37626 |
| К н | Кт=0,2 Ктн=6000/100 № 11094-87 | А | | 4196 |
| B | НАМИ-10 |
| C | |
| Счетчик | Кт=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М | 0804150399 |
| Номер ИК | ^S9 | Относительная погрешност] электрической энергии в ра АИИ | и ИК при измерении активной бочих условиях эксплуатации [С КУЭ |
| ±81(2)%, | ±85 %, | ±820 %, | ±8100 %, |
| I1(2)% £ 1 изм< I5 % | 1-5 %£I изм< 20 % | I 2 0 % 1Л з 2 Л 1 0 о ''ч ох | I100 %£Iизм£I120% |
| 1-6 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 0,5S) | 1,0 | 2,4 | 1,7 | 1,6 | 1,6 |
| 0,9 | 2,9 | 2,2 | 1,8 | 1,8 |
| 0,8 | 3,3 | 2,4 | 1,9 | 1,9 |
| 0,7 | 3,9 | 2,6 | 2,1 | 2,1 |
| 0,5 | 5,6 | 3,3 | 2,5 | 2,5 |
| 7-10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | 2,5 | 1,9 | 1,8 | 1,8 |
| 0,9 | 3,2 | 2,6 | 2,3 | 2,3 |
| 0,8 | 3,6 | 2,7 | 2,3 | 2,3 |
| 0,7 | 4,1 | 2,9 | 2,5 | 2,5 |
| 0,5 | 5,8 | 3,7 | 3,0 | 3,0 |
| 11 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | 2,4 | 1,7 | 1,6 | 1,6 |
| 0,9 | 2,9 | 2,2 | 1,8 | 1,8 |
| 0,8 | 3,3 | 2,4 | 2,0 | 2,0 |
| 0,7 | 3,9 | 2,6 | 2,1 | 2,1 |
| 0,5 | 5,7 | 3,4 | 2,7 | 2,7 |
| Номер ИК | ^S9 | Относительная погрешность ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| ±81(2)%, | ±85 %, | ±820 %, | ±8100 %, |
| I1(2)% £ I изм< I5 % | 3-5(10) %£Iизм<I20 % | I 2 0 % 1Л з 2 Л 1 0 о ''ч ох | I100 “/о^изм^ШУо |
| 1-6 (ТТ 0,5S; ТН 0,2; Сч 1,0) | 0,9 | - | 4,8 | 4,2 | 4,2 |
| 0,8 | - | 4,2 | 3,7 | 3,7 |
| 0,7 | - | 4,0 | 3,6 | 3,6 |
| 0,5 | - | 3,8 | 3,5 | 3,5 |
| 7-10 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | 5,2 | 4,7 | 4,7 |
| 0,8 | - | 4,6 | 4,2 | 4,2 |
| 0,7 | - | 4,4 | 4,0 | 4,0 |
| 0,5 | - | 4,2 | 3,9 | 3,9 |
| 11 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | 4,9 | 4,3 | 4,3 |
| 0,8 | - | 4,2 | 3,7 | 3,7 |
| 0,7 | - | 4,0 | 3,6 | 3,6 |
| 0,5 | - | 3,8 | 3,5 | 3,5 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,99-Ином до 1,01-Ином;
- сила тока от 1ном до 1,2ТШм, cosj=0,9 инд;
- частота сети от 49,85 до 50,15 Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более - 0,05 мТл
- температура окружающей среды: от плюс 21 до плюс 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,9-Ином до 1,1-Ином,
- сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИК №№ 1 - 11;
- частота сети от 49 до 51 Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения (в месте установки счётчиков), не более - 0,5 мТл.
- температура окружающей среды: для измерительных ТТ и ТН в зависимости от вида климатического исполнения и категории размещения по ГОСТ 15150-69, для счетчиков ИК № 1-6, 11 - от плюс 10 до плюс 35 °С, для счетчиков ИК №№ 7-10 - от плюс 10 до плюс 50 °С.
6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счётчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утверждённых типов с такими же метрологическими характеристиками. 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:
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;
- для сервера ИВКЭ - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- для сервера ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков электрической энергии Тв < 24 часа;
- для сервера ИВКЭ Тв < 1 час;
- для сервера 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, сервер ИВКЭ и сервере ИВК;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- сервере ИВКЭ и сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- для счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М (Рег. № 36697-12) - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - составляет 114 суток; сохранность данных при отключении питания - не менее 30 лет;
- ИВКЭ - хранение данных 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 титульные листы эксплуатационной документации.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ на систему и на
| Наименование | Количество, шт. |
| Трансформатор тока ТЛО-10 | 24 |
| Трансформатор тока ТОЛ-10-I | 2 |
| Трансформатор напряжения НАМИ-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06 | 3 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М | 11 |
| Устройство синхронизации системного времени УССВ-2 | 1 |
| Устройство синхронизации времени УСВ-1 | 1 |
| Сервер ИВКЭ SB0X-2150 | 1 |
| Сервер ИВК NISE 3500 | 1 |
| Методика поверки МП 206.1-087-2016 | 1 |
| Паспорт - Формуляр СТПА.411711.СВ01.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-087-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ» г. Ставрополь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 13.10.2016 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» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- для счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.
- радиочасы МИР РЧ-01 (Рег. № 27008-04), принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- переносной компьютер с оптическим преобразователем и ПО для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- измеритель магнитного поля «ИМП-04» (Рег. № 15527-02), диапазон измерений магнитного поля от 70 до 5000 нТл;
- термогигрометр «CENTER» (Рег. № 22129-04): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С; диапазон измерений относительной влажности от 0 до 100 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «ВОДОКАНАЛ» г. Ставрополь
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) МУП "ВОДОКАНАЛ" г. Ставрополь](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "ВОДОКАНАЛ" г. Ставрополь")
65952-16: Методика поверки МП 206.1-087-2016Скачать1.3 Мб