Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии ООО «СбытЭнерго» (ОАО «ЭФКО») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. Количество измерительных каналов 8.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2015, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2015 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ 31818.11-2012, ГОСТ 31819.22-2012 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, ГОСТ 31819.23-2012, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР АС_ЦЕ_5000», устройство синхронизации времени УСВ-3, автоматизированные рабочие места (АРМ).
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным цепям поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по GSM-каналу поступает на второй уровень системы (ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК АИИС КУЭ с использованием протоколов передачи данных TCP/IP.
Передача информации от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-3 не более ±1 с. УСВ-3 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ-3 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счётчика и сервера БД более чем на ±1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счётчика, сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах событий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Альфа! ЦЕНТР АС_UE_5000». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав 1-го уровня измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
| | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| Но мер ИК | Наименование точки измерений | ТТ, (уст. фазы) | ТН, (уст. фазы) | Счетчик | СОЕВ | Вид электро энергии | Г раницы допускаемой основной относительной погрешности, (±5) % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, (±5) % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ПС 110 кВ | ТОЛ-35 | НАМИ-35 УХЛ1 | | | Актив- | 1,1 | 2,9 |
| | «Алексеевка», | Кл.т. 0,5S | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | | ная |
| 1 | ОРУ 35 кВ, 3 сек. | 100/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | 35 кВ, | Рег. № 21256-07 | Рег. № 19813-05 | Рег. № 64450-16 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 | Реактив- | 2,7 | 4,8 |
| | яч. «ЭФКО-1» | (А, В, С) | (А, В, С) | | ная |
| | ПС 110 кВ «Алексеевка», | ТФЗМ-35 Кл.т. 0,5 | НАМИ-35 УХЛ1 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | Актив ная | 1,1 | 3,7 |
| 2 | ОРУ 35 кВ, 1 сек. | 300/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | 35 кВ, | Рег. № 3689-73 | Рег. № 19813-05 | Рег. № 64450-16 | | Реактив- | 2,7 | 6,0 |
| | яч. «ЭФКО-2» | (А, В, С) | (А, В, С) | | | ная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ПС 110 кВ | ТВЭ-35 | НАМИ-35 УХЛ1 | | | Актив- | 1,1 | 3,7 |
| | «Алексеевка», | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05М | | ная |
| 3 | ОРУ 35 кВ, 2 сек. | 200/5 | 35000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | 35 кВ, | Рег. № 13158-92 | Рег. № 19813-05 | Рег. № 36355-07 | | Реактив- | 2,7 | 6,0 |
| | яч. «ЭФКО-3» | (А, С) | (А, В, С) | | | ная |
| | ПС 110 кВ «Алексеевка», ЗРУ 10 кВ, 1 сек. 10 кВ, яч. 7 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 Кл.т. 0,5S | НАЛИ-СЭЩ-10-1 Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | | Актив ная | 1,1 | 2,9 |
| 4 | 400/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5S/1,0 | | | | |
| | Рег. № 32139-06 | Рег. № 38394-08 | Рег. № 64450-16 | | Реактив- | 2,7 | 4,8 |
| | (А, В, С) | (А, В, С) | | | ная |
| | ПС 110 кВ «Алексеевка», ЗРУ 10 кВ, 3 сек. 10 кВ, яч. 23 | ТОЛ-СЭЩ-10-21 | НАМИТ-10-2 Кл.т. | | | Актив- | 1,1 | 2,9 |
| | Кл.т. 0,5S | 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | | ная |
| 5 | 400/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | Рег. № 32139-06 | Рег. № 16687-02 | Рег. № 64450-16 | | Реактив- | 2,7 | 4,8 |
| | (А, В, С) | (А, В, С) | | УСВ-3 | ная |
| | | ТПК-10 У3 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 10000/100 Рег. № 20186-05 (А, В, С) | | Рег. № 64242-16 | Актив- | 1,1 | 3,7 |
| 6 | ЦРП-1 10 кВ, ЗРУ 10 кВ, 1 с.ш. | Кл.т. 0,5 300/5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 | ная |
| | 10 кВ, яч. 5 | Рег. № 22944-07 (А, С) | Рег. № 64450-16 | | Реактив ная | 2,7 | 6,0 |
| | | ТПОЛ-10 | НАМИТ-10-2 | | | Актив- | 1,1 | 3,7 |
| | ЦРП-1 10 кВ, | Кл.т. 0,5 | Кл.т. 0,5 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 | | ная |
| 7 | ЗРУ 10 кВ, 3 с.ш. | 300/5 | 10000/100 | Кл.т. 0,5 S/1,0 | | | | |
| | 10 кВ, яч. 22 | Рег. № 1261-02 | Рег. № 16687-02 | Рег. № 64450-16 | | Реактив- | 2,7 | 6,0 |
| | | (А, С) | (А, В, С) | | | ная |
| | ВЛ-10 кВ № 4, ПКУ 10 кВ, оп. 9/2, отп. в сторону КТП 10 кВ «Хранилище» | ТОЛ-10-[-2У2 | ЗНОЛП-10 У2 | | | Актив- | 1,1 2,7 | 3,7 6,0 |
| 8 | Кл.т. 0,5 20/5 Рег. № 15128-07 (А, С) | Кл.т. 0,5 10000:V3/100:V3 Рег. № 23544-07 (А, В, С) | ПСЧ-4ТМ.05М Кл.т. 0,5S/1,0 Рег. № 36355-07 | | ная Реактив ная |
Примечания:
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от !ном cos9 = 0,8инд.
4 Допускается замена ТТ, ТН, счётчиков и УСВ 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 8 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности | 0,9 |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| коэффициент мощности: | |
| еоБф | 0,5 до 1,0 |
| sin9 | от 0,5 до 0,87 |
| частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| температура окружающей среды в месте расположения счётчиков, | |
| °С | от -10 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| ПСЧ-4ТМ.05МК (регистрационный номер в Федеральном | |
| информационном фонде 64450-16): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| ПСЧ-4ТМ.05М (регистрационный номер в Федеральном | |
| информационном фонде 36355-07): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-3 (регистрационный номер в Федеральном информационном | |
| фонде 64242-16): | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| сервер: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 41000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| счётчики: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сут, не менее | 45 |
| при отключении питания, лет, не менее | 5 |
| сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надёжность 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: факты связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям данных и конфигурации; факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство;
формирование обобщенного события (или по каждому факту) по результатам автоматической самодиагностики;
отсутствие напряжения по каждой фазе с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения;
перерывы питания электросчетчика с фиксацией времени пропадания и восстановления.
Защищенность применяемых компонентов: механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счётчика электрической энергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
сервера.
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счётчика электрической энергии;
сервера.
Возможность коррекции времени в: счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;
о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность: измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора не реже 1 раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-35 | 3 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-35 | 3 |
| Трансформаторы тока встроенные | ТВЭ-35 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10-21 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТПК-10 У3 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-Ю-[-2 У2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-35 УХЛ1 | 3 |
| Трансформаторы напряжения трехфазной антирезонансной группы | НАЛИ-СЭЩ-10-1 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 |
| Продолжение таблицы 4 |
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-10 У2 | 3 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 6 |
| Счётчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 2 |
| Устройства синхронизации системного времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер базы данных с ПО «АльфаЦЕНТР АС UE 5000» | - | 1 |
| АРМ оператора | - | 1 |
| Методика поверки | МП КЦСМ-147-2018 | 1 |
| Паспорт-формуляр | СЭ.2017.04.АСКУЭ. 31-ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП КЦСМ-147-2018 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учёта электроэнергии ООО «СбытЭнерго» (ОАО «ЭФКО»). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 18.01.2018 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;
счётчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК (регистрационный номер в Феде-ральном информационном фонде 64450-16) - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Методика поверки», утверждённому с руководителем ГЦСИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» от 28.04.2016 г.;
счётчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 36355-07) - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.146РЭ1 «Методика поверки», согласованным с руководителем ГЦСИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» от 20.11.2007 г.;
устройства синхронизации времени УСВ-3 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 64242-16) - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки РТ-МП-3124-441-2016», утверждённому ФБУ «Ростест-Москва» 23.03.2016 г.;
радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
переносной компьютер с ПО и оптическим преобразователем для работы со счётчиками системы и ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
термогигрометр ИВА-6Н-Д: диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, диапазон измерений относительной влажности от 0 до 98 %, диапазон измерений атмосферного давления от 700 до 1100 гПа (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 46434-11);
миллитесламетр портативный универсальный ТП2-2У (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16373-08);
мультиметр «Ресурс - ПЭ-5» (2 шт.) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-07).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии ООО «СбытЭнерго» (ОАО «ЭФКО»)
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
70806-18: Методика поверки МП КЦСМ-147-2018Скачать1.1 Мб