Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Фацер"

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Фацер» (далее по тексту - 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 распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.

Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.

Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ), каналообразующую аппаратуру, средства связи и приема-передачи данных.

АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:

-    автоматизированный сбор, обработка и представление первичной информации о потребленной электрической энергии на производственной площадке «Звездная» ООО «Фацер»;

-    синхронизация времени компонентов АИИС КУЭ с помощью системы обеспечения единого времени (СОЕВ), соподчиненной национальной шкале координированного времени UTC (SU);

-    хранение информации по заданным критериям и ее передача заинтересованным участникам оптового и розничного рынков электроэнергии.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным линиям связи поступают на входы счетчика электроэнергии, где производится измерение мгновенных и средних значений активной и реактивной мощности. На основании средних значений мощности измеряются приращения электроэнергии за интервал времени 30 мин.

УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и состояния средств измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 мин) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).

Сервер ИВК автоматически считывает из УСПД 30-минутные профили мощности для каждого канала учета, а также журналы событий счетчиков и самого УСПД.

По окончании опроса сервер ИВК автоматически производит обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации). Информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

СОЕВ функционирует на всех уровнях АИИС КУЭ. В качестве эталонного времени в СОЕВ используется время, транслируемое глобальными навигационными спутниковыми системами ГЛОНАСС/GPS, получаемое устройством синхронизации системного времени УССВ-2 (регистрационный номер 54074-13). Синхронизация времени сервера ИВК производится от УССВ-2 автоматически с задаваемой периодичностью. Синхронизация встроенных часов УСПД уровня ИВКЭ и счетчиков уровня ИИК происходит при их опросе с задаваемой периодичностью, но не реже 1 раза в сутки.

СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени компонентов АИИС КУЭ от источника точного времени, регистрацию даты, времени событий с привязкой к ним данных измерений количества электрической энергии с точностью ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР».

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами АИИС КУЭ.

Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР», установленного в ИВК, указаны в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

«АльфаЦЕНТР»

Номер версии

(идентификационный номер) ПО

не ниже 14.05.01

Цифровой идентификатор ПО (MD 5, ac_metrology.dll)

3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных измерений предусматривает ведение журналов ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты каналов передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ

ИК

Наименование ИК

Состав первого и второго уровней АИИС КУЭ

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счетчик

электрической

энергии

УСПД

1

2

3

4

5

6

1

Фидер 6, тр-р 4

ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 75/5 рег. № 1276-59

НОМ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 4947-75

СЭТ-4ТМ.02М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12

СИКОН С70 рег. № 28822-05

2

Фидер 5, тр-р 1

ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 1276-59

НОМ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 4947-75

СЭТ-4ТМ.02М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12

3

Фидер 7, тр-р 6

ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 75/5 рег. № 1276-59

НОМ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 4947-75

СЭТ-4ТМ.02М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12

4

Фидер 18, тр-р 3

ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 100/5 рег. № 1276-59

НОМ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 4947-75

СЭТ-4ТМ.02М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12

5

Фидер 17, тр-р 7

ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 75/5 рег. № 1276-59

НОМ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 4947-75

СЭТ-4ТМ.02М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-12

6

Фидер 16, тр-р 5

ТПЛ-10 кл.т 0,5 Ктт = 75/5 рег. № 1276-59

НОМ-10-66 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 рег. № 4947-75

СЭТ-4ТМ.02М кл.т 0,5S/1,0 рег. № 36697-08

Примечания

1    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном владельцем порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.

2    Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная.

Номер ИК

cos9

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

§5 %,

§20 %,

§100 %,

1

'-Л

%

нч

и

з

2

л

нч

2

О

%

©х

%

%

0

0

НЧ

V

м

S

нч

VI

%

0

2

нч

НЧ

0

0 % 1Л IsT1

з

2

1 2 о

''ч

©х

1 - 6 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

1,8

1,2

1,0

0,8

2,9

1,7

1,3

0,5

5,5

3,0

2,3

Номер ИК

cos9

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в нормальных условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

§5 %,

§20 %,

§100 %,

1

'-Л

%

нч

и

з

2

Л

нч

2

О

%

©х

%

%

0

0

НЧ

V

м

S

нч

VI

%

0

2

нч

0

0 % 1Л IsT1

з

2

1 2 о ©х

1 - 6 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,8

4,6

2,6

2,1

0,5

3,0

1,8

1,5

Номер ИК

cos9

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

§5 %,

§20

§100 %,

15 %£Ч изм<Ч 20 %

%

%

0

0

Н^

V

м

S

нч

VI

%

0

2

нч

Ч100 %£Чизм£Ч120%

1 - 6 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

2,2

1,7

1,6

0,8

3,2

2,1

1,9

0,5

5,7

3,3

2,7

Номер ИК

cos9

Границы интервала допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях (±5), %, при доверительной вероятности, равной 0,95

§5 %,

§20 %,

§100 %,

1

'-Л

%

нч

и

з

2

Л

нч

2

о

%

©х

%

%

0

0

Н^

V

м

S

нч

VI

%

0

2

нч

0

0 % 1Л IsF1

з

2

1 2 о ©х

1 - 6 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,8

5,6

4,1

3,8

0,5

4,2

3,5

3,4

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Л), с

5

Примечание - Метрологические характеристики ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).

Наименование характеристики

Значение

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 99 до 101

- ток, % от 1ном

от 5 до 120

- коэффициент мощности

0,87

- частота, Гц

от 49,85 до 50,15

температура окружающей среды, °C:

- для счетчиков активной и реактивной энергии

от +21 до +25

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

от 90 до 110

- ток, % от Хном

от 5 до 120

- коэффициент мощности, не менее

0,5

- частота, Гц

от 49,6 до 50,4

диапазон рабочих температур окружающей среды, °C:

- для ТТ и ТН

от -45 до +40

- для счетчиков

от +5 до +35

- для УСПД

от +5 до +35

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-08):

- средняя наработка до отказа, ч

140000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

72

счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.02М (рег. № 36697-12):

- средняя наработка до отказа, ч

165000

- среднее время восстановления работоспособности, ч

72

УСПД СИКОН 70С:

- средняя наработка на отказ, ч

70000

УССВ УССВ-2

- средняя наработка на отказ, ч

74500

Глубина хранения информации

счетчики электроэнергии:

- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут,

не менее

45

УСПД:

- суточные данные о тридцатиминутных приращениях

электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии,

потребленной за месяц, сут, не менее

45

при отключенном питании, лет, не менее

3

ИВК:

- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений,

лет, не менее

3,5

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    в журналах событий счетчиков и УСПД фиксируются факты:

- параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция шкалы времени.

Защищенность применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчиков электроэнергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД.

-    наличие защиты на программном уровне:

-    пароль на счетчиках электроэнергии;

-    пароль на УСПД;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции шкалы времени в:

-    счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом. Комплектность средства измерений

Таблица 5 - Комплектность средства измерений

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформатор тока

ТПЛ-10

12 шт.

Трансформатор напряжения

НОМ-10-66

4 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный

СЭТ-4ТМ.02М

6 шт.

Устройство сбора и передачи данных

СИКОН 70С

1 шт.

Устройство синхронизации системного времени

УССВ-2

1 шт.

Методика поверки

РТ-МП-6504-500-2020

1 экз.

Паспорт-формуляр

ЕЛВК.424347.046.ПС-ФО

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-6504-500-2020 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Фацер». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.02.2020 г.

Основные средства поверки:

-    средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;

-    прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08);

-    радиочасы МИР РЧ-02 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11);

-    прибор комбинированный Testo 622 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53505-13).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

отсутствуют.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Фацер»

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

Развернуть полное описание