Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МетМашУфалей» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (СБД) DELL Power-Edge T140, устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-3, локально-вычислительную сеть, программное обеспечение (ПО) «Альфа ЦЕНТР», автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для обеспечения локальной вычислительной сети (ЛВС) и разграничения доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на соответствующий GSM-модем и далее по каналам связи стандарта GSM посредством службы передачи данных GPRS (основной канал) поступает на сервер, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. При отказе основного канала связи опрос счётчиков выполняется по резервному каналу связи, организованному по технологии CSD стандарта GSM.
ИВК АИИС КУЭ раз в сутки формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML на автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации. АРМ энергосбытовой организации подписывает данные отчеты электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляет по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени на базе УССВ, принимающего сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования (GPS/ГЛОНАСС) и синхронизирующим собственное время по сигналам времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приёмника. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Часы ИВК синхронизированы со временем УССВ, корректировка часов ИВК выполняется при расхождении времени часов ИВК и УССВ на ±1 с. Сличение времени часов счетчиков с временем часов ИВК происходит 1 раз в сутки, при расхождении времени часов счетчиков с временем часов сервера на ±2 с выполняется их корректировка.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Альфа ЦЕНТР» (версия не ниже 15.10.04). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню -«высокий» в соответствии Р 50.2.077-2014. Идентификационные признаки ПО приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор модуля ПО | 3 е736Ь7В80863Г44сс8е6^211с54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов приведен в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, <и м о к | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УССВ / сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, Ввод 0,4 кВ ТСН-2 | ТТИ-А 150/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-04 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | УСВ-3. Рег. № 64242-16 / DELL Power-Edge T140 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 2 с.ш. 10кВ, яч.5, Ввод 10 кВ Т-2 | ТПШЛ-10 2000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | УСВ-3. Рег. № 64242-16/ DELL Power-Edge T140 |
| 3 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, Ввод 0,4 кВ ТСН-1 | ТТИ-А 150/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-04 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| 4 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч.27, Ввод 10 кВ Т-1 | ТПШЛ-10 2000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| 5 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 3 с.ш. 10 кВ, яч. 43, Ввод 10 кВ Т-3 | ТПШЛ-10 2000/5, КТ 0,5 Рег. № 1423-60 | ЗНОЛ.06 10000:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| 6 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 14 | ТПЛМ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| 7 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 16 | ТПЛ-10-М 100/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-07 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| 8 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 15 | ТПЛ-10-М 150/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-07 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| 9 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 28 | ТПЛ-10-М 100/5, КТ 0,5S Рег. № 22192-07 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| 10 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 30 | ТПЛ-10У3 200/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| 11 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 2 с.ш. 10 кВ, яч. 12 | ТПЛ-10 400/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 12 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 24 | ТПЛ-10 300/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | УСВ-3. Рег. № 64242-16/ DELL Power-Edge T140 |
| 13 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 26 | ТПЛ-10 100/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 |
| 14 | ГПП 110/10 кВ УЗРМО, ЗРУ -10 кВ, 1 с.ш. 10 кВ, яч. 21 | ТПЛ-10У3 150/5, КТ 0,5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05МК.12 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| 15 | КТП - 20 10/04 кВ, РУ - 0,4 кВ, ЩУ - 0,4 кВ | ТТИ-А 200/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-06 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| 16 | ТП - 28 10/0,4 кВ, РУ - 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1 | ТТИ-125 1500/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-04 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| 17 | ТП - 26 10/0,4 кВ, РУ - 0,4 кВ, Ввод 0,4 кВ Т1 | ТТИ-А 300/5, КТ 0,5 Рег. № 28139-06 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
| 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 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ, как их неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности ±5, % | Границы погрешности в рабочих условиях ±5, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1, 3, 15-17 | Активная | 1,1 | 3,1 |
| Реактивная | 1,8 | 5,1 |
| 2, 4-6, 10-14 | Активная | 1,3 | 3,2 |
| Реактивная | 2,0 | 5,2 |
Активная
Реактивная
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95
3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий и при cos9=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +5 до +35 °С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 17 |
| Нормальные условия | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,8 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| - частота, Гц | 50 |
| Условия эксплуатации | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj (sinj) | от 0,5 инд. до 1 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | |
| ПСЧ-4ТМ.05МК | от -40 до +60 |
| ПСЧ-4ТМ.05М | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды для сервера, °С | от +10 до + 30 |
| - атмосферное давление, кПа | от 80,0 до 106,7 |
| - относительная влажность, %, не более | 98 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | |
| ПСЧ-4ТМ.05МК | 165000 |
| ПСЧ-4ТМ.05М | 140000 |
| УСВ-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 100000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации Счетчики: ПСЧ-4ТМ.05МК, ПСЧ-4ТМ.05М -каждого массива профиля при времени интегрирования 30 минут, сут Сервер БД: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±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 ОРЭМ с помощью электронной почты.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 6 |
| ТПЛ-10-М | 6 |
| ТПЛ-10У3 | 4 |
| ТПЛМ-10 | 2 |
| ТПШЛ-10 | 9 |
| ТТИ-125 | 3 |
| ТТИ-А | 12 |
| Продолжение таблицы 5 |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 3 |
| НТМИ-10-66 | 2 |
| | ПСЧ-4ТМ.05М.12 | 9 |
| Счетчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05М.16 | 2 |
| ПСЧ-4ТМ.05МК.12 | 3 |
| | ПСЧ-4ТМ.05МК.16 | 3 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 |
| Основной сервер | DELL Power-Edge T140 | 1 |
| Документация |
| Методика поверки | МП 26.51.43/19/19 | 1 |
| Формуляр | ФО 26.51.43/19/19 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43/19/19 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «МетМашУфалей». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 15.11.2019 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», регистрационный номер в Федеральном информационном фонде (рег. № 33750-12).
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 документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «МетМашУфалей». МВИ 26.51.43/19/19, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ». Аттестат аккредитации № RA.RU.311290 от 16.11.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
77470-20: Методика поверки МП 26.51.43/19/19Скачать9.6 Мб