Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Мордовская энергетическая компания» (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 распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - 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 (далее - счетчики) по ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003) в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003) в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ООО «Мордовская энергетическая компания», включающий в себя устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ-2), сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее -ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
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 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 минут.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 минут.
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, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. АРМ энергосбытовой организации, подключенный через сеть интернет к ИВК АИИС КУЭ, в автоматическом режиме, с использованием ЭЦП, раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-2, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УССВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ-2 более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени УССВ-2 не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
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 «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | v.15.07.04 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений под № 44595-10.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет
1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР».
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав 1-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е ме о я | 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 |
| ООО «Юбилейное» |
| 1 | ПС 110/35/6 кВ «Алексеевка», ОРУ 110 кВ, КВЛ 110 кВ Алексеевка-Юбилейная 1 | ТФЗМ 110 Кл. т. 0,2S 300/5 | НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 НКФ-110-57-У1 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 | А1802ЯАЬ- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,9 ±4,1 |
| 2 | ПС 110/35/6 кВ «Алексеевка», ОРУ 110 кВ, КВЛ 110 кВ Алексеевка-Юбилейная 2 | ТФЗМ 110 Кл. т. 0,2S 300/5 | НКФ-110-83 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 НКФ-110-83 У1 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 | А1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,9 ±4,1 |
| 3 | ПС 110/35/6 кВ «Алексеевка», ОРУ 110 кВ, яч. ОВ-110 кВ | ТБМО-110-УХЛ1 Кл. т. 0,2S 200/1 | НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 НКФ-110-57-У1 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 НКФ-110-83 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 НКФ-110-83 У1 Кл. т. 0,5 110000:V3/100:V3 | А1802RAL- P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 | активная реактивная | ±0,8 ±1,8 | ±1,9 ±4,1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| ООО «КомбиС» |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТОЛ-10-I | НАМИ-10 У2 | А1805RAL- | активная | ±0,8 | ±3,3 |
| 4 | «Алексеевка», РУ-6 кВ, | Кл. т. 0,2S | Кл. т. 0,2 | P4GB-DW-4 | | | |
| | I с.ш., яч. № 9 | 400/5 | 6000/100 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±1,6 | ±5,9 |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТОЛ-10-I | НАМИ-10 У2 | А1805RAL- | активная | ±0,8 | ±3,3 |
| 5 | «Алексеевка», РУ-6 кВ, | Кл. т. 0,2S | Кл. т. 0,2 | P4GB-DW-4 | | | |
| | II с.ш., яч. № 14 | 400/5 | 6000/100 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±1,6 | ±5,9 |
| ООО «Магма» |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТОЛ-10-I | НАМИ-10 У2 | А1805RAL- | активная | ±0,8 | ±3,3 |
| 6 | «Алексеевка», РУ-6 кВ, | Кл. т. 0,2S | Кл. т. 0,2 | P4GB-DW-4 | | | |
| | I с.ш., яч. № 7 | 600/5 | 6000/100 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±1,6 | ±5,9 |
| | ПС 110/35/6 кВ | ТОЛ-10-I | НАМИ-10 У2 | А1805RAL- | активная | ±0,8 | ±3,3 |
| 7 | «Алексеевка», РУ-6 кВ, | Кл. т. 0,2S | Кл. т. 0,2 | P4GB-DW-4 | | | |
| | II с.ш., яч. № 8 | 600/5 | 6000/100 | Кл. т. 0,5S/1,0 | реактивная | ±1,6 | ±5,9 |
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 - 7 от минус 40 до плюс 50 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте 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 | 7 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 2 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, °С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| сервера, °С | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 114 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| 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;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
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 минут (функция автоматизирована);
- сбора 30 минут (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Мордовская энергетическая компания» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
| Таблица 4 - Комплектность АИИС | КУЭ | | |
| Наименование | Тип | Рег №. | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформатор тока | ТФЗМ 110 | 32825-11 | 6 |
| Трансформатор тока | ТБМО- 110-УХЛ1 | 23256-05 | 3 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10-1 | 47959-11 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 | 1188-58 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-57-У1 | 1188-58 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-83 | 1188-84 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НКФ-110-83 У1 | 1188-84 | 2 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 У2 | 51198-12 | 2 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | А1802КАЬ-Р4аБ-Б1^4 | 31857-11 | 3 |
| Счётчик электрической энергии многофункциональный | А1805КАЬ-Р4аБ-Б1^4 | 31857-11 | 4 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 | 54074-13 | 1 |
| Сервер БД | LENOVO H50-50 | - | 1 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | - | 1 |
| Методика поверки | МП 206.1-099-2017 | - | 1 |
| Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-099-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Мордовская энергетическая компания». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03 апреля 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 А1802КАЬ-Р40В-Б’^4, А1805КАЬ-Р40В-Б’^4 - по документу «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- 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%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
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) ООО «Мордовская энергетическая компания», 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)
ООО «Мордовская энергетическая компания»
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) ООО "Мордовская энергетическая компания"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Мордовская энергетическая компания"")
67508-17: Методика поверки МП 206.1-099-2017Скачать9.3 Мб