Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Витекс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, мощности на 30-минутных интервалах;
- периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
- предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- передача результатов измерений по электронной почте в формате XML 1.0 по программно-задаваемым адресам, в т.ч. в ОАО «СО ЕЭС» Воронежское РДУ и ИАСУ КУ ОАО «АТС»;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счётчики активной и реактивной электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М, установленные на объектах, указанных в таблице 2. Метрологические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в Таблице 2.
2-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, в том числе GSM-модемы Cinterion MC-35i, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер сбора и хранения данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) на базе КСС-011 и программное обеспечение (ПО).
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 преобразуют 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 верхней уровень системы, где осуществляется вычисление потребленной электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, с помощью электронной почты по выделенному каналу связи. В качестве резервного канала связи - проводной коммутируемый канал связи ТФОП.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя УССВ на базе КСС-011. Время счетчиков синхронизировано со временем УССВ, корректировка времени выполняется 1 раз в 30 минут при расхождении времени счетчиков и УССВ на ±1 с. Сличение времени счетчиков со временем сервера АИИС осуществляется каждые 30 мин, при расхождении времени счетчиков с временем сервера АИИС на ±2 с выполняется корректировка времени сервера. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «Витекс» используется программное обеспечение (далее - ПО) АИИС КУЭ на базе «Энфорс Энергия+» и «Энфорс АСКУЭ», которое функционирует на уровне сервера БД.
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. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм цифрового идентификатора ПО |
| «Энфорс Энергия+» | admin2.EXE | 2.0.0 | a6c46085dcf0a6b27 0fd6b76f92e934a | MD5 |
| collector_oracle.exe | 14095f3b305f180eb 00a2a5475226293 | MD5 |
| opcon2.EXE | 935d9f4379ddd3064 2a6453bc54aa023 | MD5 |
| reports2.EXE | 658d25bef92a6476b 7ea737480a2ffce | MD5 |
| «Энфорс АСКУЭ» | calcformula.exe | 2.2.22 | ddceee3f7a1edf0defa 05b962e151ac6 | MD5 |
| dataproc.exe | a4ce90df6670eb7e4e 1d7bf967a06408 | MD5 |
| enfadmin.exe | 585ee0f1be9b0c187c f13ff8d9cfe9ec | MD5 |
| enfc_log.exe | ef23dbcc712b12a17 10e60210631233a | MD5 |
| enflogon.exe | 8031cd96685d9f452 0ecd30524926615 | MD5 |
| ev_viewer.exe | 5bda38dc4ce46c5afb d5e22022008c65 | MD5 |
| loaddatafromtxt.exe | e610e25dcc78ae485 c10bdc3c065156d | MD5 |
| newm51070.exe | f43a6124a35660d03 5f4ba86bf9361d8 | MD5 |
| newmedit.exe | 40a70046778213b62 be41f2c654ca7fc | MD5 |
| newopcon.exe | 3d3669481937ae560 c8a2af8707d2272 | MD5 |
| newreports.exe | 57071d307bc6a794e eafdee17c27ac99 | MD5 |
| m80020.exe | d8fb54664c9d3dd8f 959cfce7676acf4 | MD5 |
| opcontrl.exe | ba25369a77db1606b 45b5504458e0dd2 | MD5 |
| tradegr.exe | ae06d6e546c4ff00da cb1fca67bf7bbf | MD5 |
ПО «Энфорс АСКУЭ» сертифицировано в системе добровольной сертификации программного обеспечения средств измерений и информационно-измерительных систем и аппаратно-программных комплексов (Сертификат соответствия №06.0001.0352).
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ООО «Витекс» и их основные метрологические характеристики.
| Номера точек | Состав измерительного канала | Вид электро-энергии | Метрологические характеристики ИК |
| измерений и наименование объекта | ТТ | ТН | Счетчик | Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1.1 | РУ-3 6 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10-21 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 29446-08 Зав. № 29524-08 | ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Зав. № 67 Зав. № 244 Зав. № 61 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603100104 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
| 1.2 | РУ-3 6 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10-21 600/5 Кл.т. 0,5 Зав. № 29498-08 Зав. № 29450-08 | ЗНОЛПМ-6 УХЛ2 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Зав. № 73 Зав. № 70 Зав. № 69 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603100173 | НР DL120 G6 1X2.4CPU/ 2GbRAM/ 4HDD/1P ower Supplies | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
| 1.3 | РУ-3 6 кВ | Т-0,66 М УЗ 50/5 Кл.т. 0,5s Зав. № 268942 Зав. № 268945 Зав. № 268948 | — | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0602100409 | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,3 ± 5,3 |
| 1.4 | РУ-3 6 кВ | Т-0,66 М УЗ 50/5 Кл.т. 0,5s Зав. № 268941 Зав. № 268944 Зав. № 268947 | — | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0602100641 | | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,3 ± 5,3 |
| 1.5 | ТП 6/0,4 кВ | ТПОЛ-10 300/5 Клт. 0,5 Зав. № 13156 Зав. № 12221 | ЗНИОЛ-6 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Зав. № 000148 Зав. № 000147 Зав. № 000149 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0608100773 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
Продолжение таблицы 2
| Номера точек измерений и наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электро-энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик | Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1.6 | ТП 6/0,4 кВ | ТПОЛ-10 300/5 Клт. 0,5 Зав. № 13155 Зав. № 13157 | ЗНИОЛ-6 6000:^3/100:^3 Кл.т. 0,5 Зав. № 000116 Зав. № 000138 Зав. № 000146 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0608100869 | НР DL120 G6 1X2.4CPU/ 2GbRAM/ 4HDD/1P ower Supplies | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,4 |
| 1.7 | ТП 6/0,4 кВ | Т-0,66 М УЗ 50/5 Кл.т. 0,5s Зав. № 121648 Зав. № 121650 Зав. № 121647 | — | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612100691 | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,3 ± 5,3 |
| 1.8 | ТП 6/0,4 кВ | Т-0,66 М УЗ 50/5 Кл.т. 0,5s Зав. № 121651 Зав. № 121649 Зав. № 121652 | — | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0612101901 | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,3 ± 5,3 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) ином; ток (1 + 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;
температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,02: 1,2) Ihom; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк. допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 °С до + 70°С, для счетчиков от минус 40 °С до + 70С; для сервера от +15 °С до +35 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от + 0 °С до +40 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики электроэнергии 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 счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном ООО «Витекс» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 1 ч.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервера;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение сервера;
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, параметри-рования:
- электросчетчика,
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 1 раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Витекс» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ООО «Витекс» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Количество |
| 1 | 2 |
| Измерительный трансформатор тока типа ТОЛ-СЭЩ-10-21 Госреестр № 32139-06 | 4 шт. |
| Измерительный трансформатор тока типа Т-0,66 М УЗ Госреестр № 40473-09 | 12 шт. |
| Измерительный трансформатор тока типа ТПОЛ-10 Госреестр № 1261-08 | 4 шт. |
| Измерительный трансформатор напряжения типа ЗНОЛПМ-6 Госреестр № 35505-07 | 6 шт. |
| Измерительный трансформатор напряжения типа ЗНИОЛ-6 Госреестр № 25927-09 | 6 шт. |
| Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М Госреестр № 36355-07 | 8 шт. |
| Устройство синхронизации системного времени | 1 шт. |
| Сервер баз данных | 1 шт. |
| ПО «Энфорс Энергия+» | 1 шт. |
| ПО «Энфорс АСКУЭ» | 1 шт. |
| Методика поверки | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 1 шт. |
| Формуляр | 1 шт. |
Поверка осуществляется по документу «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Витекс». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2011 года.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- Счетчик ПСЧ.4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.162РЭ1 «Счетчик электрической многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М. Руководство по эксплуатации. Методика поверки»;
Приемник сигналов точного времени МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Витекс».
Нормативные документы
1. ГОСТ 1983-2001«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
2. ГОСТ 7746-2001«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
3. ГОСТ 30206-94 «Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S)».
4. ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
5. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
6. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
