| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень – измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень – информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер ООО «РК-ЭНЕРГО», устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-2, автоматизированное рабочее место (АРМ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2.0», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Величины первичных токов 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 сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электроэнергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 минут.
Цифровые сигналы, содержащие результаты измерений мощности для каждого интервала времени 30 мин. и журналы событий, соотнесенные с временем, через интерфейсы связи RS-485 от счетчиков электроэнергии в измерительных каналах (ИК) №№1-11 при помощи технических средств приема-передачи данных поступают на сервер АИИС КУЭ. Для осуществления связи сервера АИИС КУЭ со счетчиками электроэнергии в качестве основного канала связи используется сеть Интернет, включая сеть оператора сотовой связи с использованием технологии GPRS. В качестве резервного канала связи сервера АИИС КУЭ со счетчиками электроэнергии используются каналы GSM-сети оператора сотовой связи с использованием технологии CSD.
Считываемые сервером АИИС КУЭ результаты измерений и журналы событий от счетчиков электроэнергии записываются в базу данных. Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку результатов измерений (умножениена коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов, перевод измеренных значений в именованные физические величины, преобразование величин мощности в электроэнергию, корректировку рассчитанных значений электроэнергии на величину потерь в электрических сетях, округление), формирование, хранение справочных и отчетных документов. Дополнительно сервер АИИС КУЭ позволяет принимать 30-минутные приращения активной и реактивной электроэнергии по точкам измерений и информации о состоянии средств измерений по каналу связи Internet от АИИС КУЭ утвержденных типов средств измерений смежных организаций в виде макетов 80020, 80040 и 80030. Обработка (умножение на коэффициенты трансформации, округление) измерительной информации от АИИС КУЭ смежных организаций, полученной из макетов 80020, 80040, не производится.
Дальнейшая передача информации от сервера АИИС КУЭ в АО «АТС» с электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ, а также в АО «СО ЕЭС» и другим смежным организациям осуществляется по каналу связи сети Интернет в виде макетов 80020, 80040 с результатами измерений (30-минутными приращениями активной и реактивной электроэнергии), в виде макетов 80030 с информацией о состоянии средств измерений (журналов событий) и объектов измерений, а также в иных согласованных форматах в соответствии с Регламентами ОРЭМ. Результаты измерений активной и реактивной электроэнергии передаются в целых кВт∙ч (квар∙ч).
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривают поддержание шкалы всемирного координированного времени на всех уровнях АИИС КУЭ (ИИК, ИВК). В состав СОЕВ входит устройство синхронизации времени типа УСВ-2, синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой всемирного координированного времени UTC (SU) по сигналам навигационных систем ГЛОНАСС/GPS, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника.
Сервер АИИС КУЭ, периодически с установленным интервалом проверки текущего времени, сравнивает собственную шкалу времени со шкалой времени УСВ-2 и при расхождении ±1 с и более, сервер АИИС КУЭ производит синхронизацию собственной шкалы
времени со шкалой времени УСВ-2.
Сравнение шкалы времени счетчиков электроэнергии, которые опрашивает непосредственно сервер АИИС КУЭ, с показаниями часов сервера происходит по заданному расписанию, но не реже одного раза в сутки. При расхождении шкалы времени счетчиков электроэнергии от шкалы времени сервера на величину более чем ±1 с, выполняется синхронизация шкалы времени счетчика.
Журналы событий счетчиков электроэнергии и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| Номер ИК | Наименование измерительного канала | ТТ | ТН | Счетчик | УСВ/Сервер | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | ПС 110/6 кВ Северная, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч.33 | ТЛО-10Ктт= 200/5Кл. т. 0,5SРег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6(1)Ктн= 6000/100Кл. т. 0,5Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 36697-08 | УСВ-2, рег. № 41681-10/
Supermicro SYS-6019P-MTR | | 2 | ПС 110/6 кВ Северная, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч.17 | ТЛО-10Ктт= 200/5Кл. т. 0,5SРег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6(1)Ктн= 6000/100Кл. т. 0,5Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 36697-08 | | 3 | ПС 110/6 кВ Северная, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч.13 | ТЛО-10Ктт= 200/5Кл. т. 0,5SРег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6(1)Ктн= 6000/100Кл. т. 0,5Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 36697-08 | | 4 | ПС 110/6 кВ Северная, РУ-6 кВ, 1с 6 кВ, яч.11 | ТЛО-10Ктт= 200/5Кл. т. 0,5SРег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6(1)Ктн= 6000/100Кл. т. 0,5Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 36697-08 | | 5 | ПС 110/6 кВ Северная, РУ-6 кВ, 2с 6 кВ, яч.14 | ТЛО-10Ктт= 200/5Кл. т. 0,5SРег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6(2)Ктн= 6000/100Кл. т. 0,5Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 36697-17 | | 6 | ПС 110/6 кВ Северная, РУ-6 кВ, 2с 6 кВ, яч.30 | ТЛО-10Ктт=300/5Кл. т. 0,5SРег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6(2)Ктн 6000/100Кл. т. 0,5Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03.01Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04 | | 7 | ПС 110/6 кВ Северная, РУ-6 кВ, 2с 6 кВ, яч.32 | ТЛО-10Ктт=200/5Кл. т. 0,5SРег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6(2)Ктн=6000/100Кл. т. 0,5Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М.01Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 36697-08 | | 8 | ПС 110/6 кВ Северная, РУ-6 кВ, 2с 6 кВ, яч.34 | ТЛО-10Ктт=200/5Кл. т. 0,5SРег. № 25433-11 | ЗНОЛП-6(2)Ктн=6000/100Кл. т. 0,5Рег. № 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03.01Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 27524-04 | | 9 | ПС 110/6 кВ Малахит, ЗРУ-6 кВ, III секция 6 кВ, яч.31 | ТОЛ-10-IКтт=400/5Кл. т. 0,5Рег. № 15128-07 | ЗНОЛ-06Ктн=6000/100Кл. т. 0,5Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М.01Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 36697-17 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 10 | ПС 110/6 кВ Малахит, ЗРУ-6 кВ, IV секция 6 кВ, яч.43 | ТОЛ-10-IКтт=400/5Кл. т. 0,5SРег. № 15128-07 | ЗНОЛ-06Ктн=6000/100Кл. т. 0,5Рег. № 3344-72 | СЭТ-4ТМ.03М.01Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 36697-17 | УСВ-2, рег. № 41681-10/
Supermicro SYS-6019P-MTR | | 11 | ТП 3 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, II секция шин 0,4 кВ, ШУ-25/Б 0,4 кВ | ТТИ-АКтт=400/5Кл. т. 0,5Рег. № 74332-19 | - | ПСЧ-4ТМ.05МД.11Кл. т. 0,5S/1,0Рег. № 51593-12 | | 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.
2. Допускается замена УСВ на аналогичное, утвержденного типа.
3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
4. 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.
5. (1) – Указанные трансформаторы напряжения подключены к четырем счетчикам измерительных каналов №№ 1-4
6. (2) – Указанные трансформаторы напряжения подключены к четырем счетчикам измерительных каналов №№ 5-8 |
| Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
Номер ИК
Вид
электрической энергии
Границы основной
погрешности ±, %
Границы погрешности в рабочих условиях ±, %
1-5, 7, 10
АктивнаяРеактивная
1,32,1
3,35,5
6, 8
АктивнаяРеактивная
1,32,1
3,36,3
9
АктивнаяРеактивная
1,32,1
3,25,5
11
Активная
1,1
3,2
Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с
±5
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 при cosφ=0,8, токе ТТ, равном 100 % от Iном для нормальных условий и для рабочих условий при cosφ=0,8, токе ТТ, равном 5 % от Iном для ИК №№ 9, 11 и для ИК №№ 1-8, 10 при cosφ=0,8,токе ТТ, равном 2 % от Iном, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +15 до +35 °С для ИК №№ 1-10 и от 0 до +35 °С для ИК № 11. | | Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество ИК | 11 | | Нормальные условия:
параметры сети:
˗ напряжение, % от Uном
˗ ток, % от Iном
˗ коэффициент мощности
˗ частота, Гц
˗ температура окружающей среды, °С | от 98 до 102
от 100 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
˗ напряжение, % от Uном
˗ ток, % от Iном
˗ коэффициент мощности:
cosφ
sinφ
˗ частота, Гц
˗ температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
˗ температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
˗ температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от 90 до 110
от 1(2) до 120
0,5 до 1,0
от 0,5 до 0,87
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от -40 до +60
от +15 до +25 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01:
˗ среднее время наработки на отказ, ч, не менее
˗ среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчик СЭТ-4ТМ.03.01:
˗ среднее время наработки на отказ, ч, не менее
˗ среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчик ПСЧ-4ТМ.05МД.11:
˗ среднее время наработки на отказ, ч, не менее
˗ среднее время восстановления работоспособности, ч
УСВ-2:
˗ среднее время наработки на отказ, ч, не менее
˗ среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
˗ среднее время наработки на отказ, ч, не менее
˗ среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000
2
90000
2
165000
2
35000
2
90000
0,5 | | Глубина хранения информации:
Счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01:
˗ тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
˗ при отключении питания, лет, не менее
Счетчик СЭТ-4ТМ.03.01:
˗ тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
˗ при отключении питания, лет, не менее | 113
12
113
10 |
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Количество ИК | 11 | | Нормальные условия:
параметры сети:
˗ напряжение, % от Uном
˗ ток, % от Iном
˗ коэффициент мощности
˗ частота, Гц
˗ температура окружающей среды, °С | от 98 до 102
от 100 до 120
0,9
от 49,8 до 50,2
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
˗ напряжение, % от Uном
˗ ток, % от Iном
˗ коэффициент мощности:
cosφ
sinφ
˗ частота, Гц
˗ температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
˗ температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, °С
˗ температура окружающей среды в месте расположения ИВК, °С | от 90 до 110
от 1(2) до 120
0,5 до 1,0
от 0,5 до 0,87
от 49,6 до 50,4
от -45 до +40
от -40 до +60
от +15 до +25 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01:
˗ среднее время наработки на отказ, ч, не менее
˗ среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчик СЭТ-4ТМ.03.01:
˗ среднее время наработки на отказ, ч, не менее
˗ среднее время восстановления работоспособности, ч
Счетчик ПСЧ-4ТМ.05МД.11:
˗ среднее время наработки на отказ, ч, не менее
˗ среднее время восстановления работоспособности, ч
УСВ-2:
˗ среднее время наработки на отказ, ч, не менее
˗ среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
˗ среднее время наработки на отказ, ч, не менее
˗ среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000
2
90000
2
165000
2
35000
2
90000
0,5 | | Глубина хранения информации:
Счетчик СЭТ-4ТМ.03М.01:
˗ тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
˗ при отключении питания, лет, не менее
Счетчик СЭТ-4ТМ.03.01:
˗ тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
˗ при отключении питания, лет, не менее | 113
12
113
10 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | | Счетчик ПСЧ-4ТМ.05МД.11:
˗ тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
˗ при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
˗ хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 114
10
3,5 |
Надежность системных решений:
В журналах событий счетчиков фиксируются факты:
˗ параметрирования;
˗ пропадания напряжения;
˗ коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
1) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
˗ счетчиков;
˗ промежуточных клеммников вторичных измерительных цепей;
˗ испытательной коробки;
2) защита информации на программном уровне:
˗ пароль на счетчиках электроэнергии;
˗ пароль на УСВ;
˗ пароли на сервере;
˗ применение электронно-цифровой подписи при передаче информации по каналу связи сети Интернет в виде макетов 80020, 80030, 80040, 51070.
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. | | Трансформатор тока | ТЛО-10 | 24 | | Трансформатор напряжения | ЗНОЛП-6 | 6 | | Счетчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 8 | | Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 | | Сервер | Supermicro SYS-6019P-MTR | 1 | | Документация | | Методика поверки | МП 26.51/34/20 | 1 | | Паспорт-формуляр | ЭНСЕ.095367.006 ПФ | 1 |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 26.51/34/20 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «РК-ЭНЕРГО» (ПАО НПО «Искра»). Методика поверки», утвержденному ООО «Энерготестконтроль» 05.06.2020 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с документами на средства измерений, входящими в состав АИИС КУЭ;
- радиочасы МИР РЧ-02, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11);
- измеритель многофункциональный характеристик переменного тока Ресурс-UF2-ПТ» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 29470-05);
- измеритель показателей качества электрической энергии Ресурс-UF2М» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 21621-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
| | Нормативные и технические 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
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Энергосервис» (ООО «Энергосервис»)
ИНН 4401095367
Адрес: 156013, г. Кострома, Мира проспект, д. 37-39/28
Телефон: +7 (4942) 44-00-44
Факс: +7 (4942) 44-00-66
Web-сайт: www.centrenergo.ru
E-mail: odo@k-sc.ru
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «Энерготестконтроль»
(ООО «Энерготестконтроль»)
Адрес: 117449, г. Москва, ул. Карьер д. 2, стр.9, помещение 1
Телефон: +7 (495) 6478818
E-mail: golovkonata63@gmail.com
Аттестат аккредитации ООО «Энерготестконтроль» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312560 от 03.08.2018 г |
|
