Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «КВРП Новотранс» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии переданной за установленные интервалы времени, соотнесения результатов измерений к шкале всемирного координированного времени Российской Федерации UTC(SU), сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5
лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
- подготовка данных в виде электронного документа ХМЬ для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «E-ресурс» ES.02».
ИИК ТИ, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчика с привязкой к шкале времени UTC(SU). Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти события, такие как коррекция часов счетчиков, включение и выключение счетчиков, включение и выключение резервного питания счетчиков, открытие и закрытие защитной крышки и другие. События сохраняются в журнале событий также с привязкой к шкале времени UTC(SU).
ИВК выполнен на базе комплекса программно-технического (ПТК) «E-ресурс» ES.02 и включает в себя:
- сервер баз данных;
- автоматизированные рабочие места (АРМ).
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК ТИ и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК ТИ;
- синхронизацию часов сервера баз данных и передачу шкалы времени на уровень ИИК ТИ;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах 80020, 80030 заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 и модемов GSM/GPRS для передачи данных от счетчиков до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. Сервер баз данных получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от серверов NTP ФГУП «ВНИИФТРИ» из состава государственного первичного эталона времени РФ. При каждом опросе счетчиков сервер баз данных определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, формирует команду синхронизации. Счетчики в составе АИИС КУЭ допускают синхронизацию времени не чаще 1 раза в сутки. Журналы событий счетчиков, сервера ИВК и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В ИВК АИИС КУЭ используется программное обеспечение из состава комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02. Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2. Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ПО «E-ресурс» ES.02 |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.0 и выше |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | Вычисляется контролирующей утилитой, указывается в формуляре АИИС КУЭ |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | echeck |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Не присвоен |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 52e65bf4a60108fdd59bac8941e1c0fd |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110/10 кВ "Коммунальная", Яч 10-20-Н | ТОЛ-10-I Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 15128-07 | НАЛИ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 59814-15 | СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | ПС 110/10 кВ "Коммунальная", Яч 10-5-Н | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 200/5 Рег. № 1276-59 | НАЛИ-НТЗ-10 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 59814-15 | СЭТ- 4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег. № 53447-13 |
| Примечания: 1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2,при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 2Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК
| I, % от 1ном | cos j | ИК № | № 1, 2 |
| 8тА, % | 5-даоР, % | SwA, % | 5wF, % |
| 5 | 0,50 | ±5,5 | ±3,0 | ±6,4 | ±5,8 |
| 5 | 0,80 | ±3,0 | ±4,6 | ±4,5 | ±6,8 |
| 5 | 0,87 | ±2,7 | ±5,6 | ±4,3 | ±7,5 |
| 5 | 1,00 | ±1,8 | - | ±2,7 | - |
| 20 | 0,50 | ±3,0 | ±1,8 | ±4,5 | ±5,3 |
| 20 | 0,80 | ±1,7 | ±2,6 | ±3,7 | ±5,7 |
| 20 | 0,87 | ±1,5 | ±3,1 | ±3,7 | ±5,9 |
| 20 | 1,00 | ±1,2 | - | ±2,3 | - |
| 100,120 | 0,50 | ±2,3 | ±1,5 | ±4,0 | ±5,3 |
| 100,120 | 0,80 | ±1,4 | ±2,1 | ±3,6 | ±5,4 |
| 100,120 | 0,87 | ±1,2 | ±2,4 | ±3,6 | ±5,6 |
| 100,120 | 1,00 | ±1,0 | - | ±2,2 | - |
| Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СО времени UTC(SU) ±5 с | ЕВ, относительно шкалы |
| Примечания: 8woA - границы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной электроэнергии; dWoF - границы допускаемой основной относительной погрешности измерений реактивной электроэнергии; SwA - границы допускаемой относительной погрешности измерений активной электроэнергии в рабочих условиях применения; 8WP - границы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной электроэнергии в рабочих условиях применения. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 2 |
| Нормальные условия: напряжение, сети % от U^ температура окружающего воздуха для счетчиков, °С: | от 98 до 102 от +21 до +25 |
| Рабочие условия эксплуатации: напряжение сети питания, В индукция внешнего магнитного поля, мТл, не более допускаемые значения неинформативных параметров: -ток, % от 1ном: -напряжение, % от U^ -коэффициент мощности cos j диапазон температур окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН - для счетчиков - для сервера | от 90 до 110 0,05 от 5 до 120 от 90 до 110 0,5 инд. - 1,0 - 0,5 емк. от -45 до +40 от 0 до +25 от +15 до +25 |
| Период измерений активной и реактивной средней мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | Автоматическое |
| Формирование базы данных с указанием времени измерений и времени поступления результатов | Автоматическое |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 100 10 3,5 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС.66/161218-ТРП.ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «КВРП Новотранс». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средств измерений
| Наименование | Тип, модификация, обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАЛИ-НТЗ-10 | 2 |
| Счетчики | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 2 |
| ПТК | «E-ресурс» ES.02 | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "КВРП Новотранс". Формуляр | АИИС.66/161218-ТРП.ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО "КВРП Новотранс". Методика поверки | МП-186-RA.RU.310556-2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-186-RA.RU.310556-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «КВРП Новотранс». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 04.03.2019 г.
Основные средства поверки:
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);
- средства измерений в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);
- при поверке измерительных компонентов, входящих в состав АИИС КУЭ применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «КВРП Новотранс» аттестованной ФГУП «СНИИМ», аттестат аккредитации по аттестации методик (методов) измерений и метрологической экспертизе № RA.RU.311735 от 19.07.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «КВРП Новотранс»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
74854-19: Методика поверкиСкачать4.5 Мб