Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "ПФК", 58773-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПФК» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,2S;

0,5 по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,2; 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М класса точности 0,2S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и

0,5 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах АИИС КУЭ.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ на основе ИВК «АльфаЦЕНТР» (Госреестр СИ № 44595-10), включающий в себя сервер баз данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, обеспечивающий функции сбора и хранения результатов измерений, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.

Первичные фазные 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 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.

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.

Счетчики передают информацию по линиям связи на сервер (ИВК). Передача данных осуществляется с помощью GSM-стандарта мобильной связи. Вычисление величин энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения производится с помощью программного обеспечения на сервере. На сервер данные поступают по основным каналам связи (существующая сеть мобильной связи стандарта GSM).

Сбор информации от счетчиков осуществляется по каналам связи сервером баз данных ИВК. Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения, которое функционирует на сервере ИВК.

Лист № 2 Всего листов 11

В сервере ИВК осуществляется хранение, обработка и предоставление на АРМ по локальной сети предприятия собранной информации, а также дальнейшая ретрансляция по существующим каналам связи в заинтересованные организации.

Результаты измерений, подписанные электронно-цифровой подписью (ЭЦП), передаются с сервера БД в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0 в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ и смежным субъектам ОРЭ

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени УССВ-2 (госреестр № 54074-13) на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов сервера БД с часами УССВ-2 происходит каждую секунду, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью один раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ± 1 с (программируемый параметр).

СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже

± 5,0 с.

Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Таблица 2 - Состав 1-го уровня и метрологические характеристики ИК

Состав 1-го уровня и метрологические характеристики измерительных каналов приведены в таблице 2.

Продолжение таблицы 2

ПС 110/35/6 кВ «Фанерная» ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ «Фанерная -Новоильинск» ц. 1

TllC 110/35/6 кВ «Фанерная», ОРУ 110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2

Счетчик

ТН

ТТ

Счетчик

ТН

ТТ

LtJ ^ О

г? о 5

о о оо

о

о

о

о

о

о

i? $    я

Ю П    Н

2 I'    И

Ю OJ    о

Ю °    KJ

|    о    1

о    т о\ ^

iо* LtJ

о

On

н

II

JO

"ю

н

II

о

"ю

ю о

о 5. <1 ^

о

о

LtJ

LtJ

td

td

>

о

О

td

>

td

>

О

О

>

0 (J

н

1

-р*.

н

о

OJ

0 (J

н

1

н

£

о

со

к

0

1

О

(J

В

■

LtJ

со

К

0

1

0 (J

в

1

U)

со

к

0

1

0 (J

В

1

U)

<

<

<

о

оо

о

о\

о

оо

о

О

о

о

оо

^1

00

40

00

ю

00

LtJ

00

о\

40

66000

14000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

п

X

со

X

рэ

>

п

X

со

X

р

TI

о

РЭ

п

X

со

X

Р

>

п

х

со

X

Р

JO

'lyi

JN)

“о

JO

^40

td

о

cr>

*1

о

и

К

о

н

о

со

Ю

и

К

о

н

ю*

JN)

^40

“о

ПС 110/35/6 кВ «Фанерная», ОРУ-35 кВ, ВЛ-35 кВ «Фанерная - Новоильинск» ц. 2

ПС 110/35/6 кВ «Фанерная», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 8

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

LtJ

Lfl

о

о

о

On ' , о

1$ о

40 ^

'Т' о о О <1 ^ OJ

^    я

^    НН Н

OJ    W II

о}    л Я

40    II ю

^1    Д сл

^    г*

о

о

н

X

iо* LtJ

ю

ю*

н

II

JO

"ю

OJ    Ю

40    О

о    Я

ON    ^

40 II Ю

сл

<э

'ui

ю

td

>

td

>

td

>

td

>

о

о

о

о

о

(J

Н

■

Н

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

£

о

OJ

со

к

0

1

0 (J

В

1

U)

со

К

0

1

0 (J

в

1

U)

со

К

0

1

0

(J

в

1

U)

со

к

0

1

0 (J

В

1

С\

со

К

0

1

0 (J

в

1

С\

со

К

0

1

0

(J

в

1

On

Н

0

1

О

(J

в

н

0

1

О

(J

в

н

0

1

о

(J

в

<

<

<

о

оо

о

On

о

00

о

-р*.

о

ю

о

00

о

о

о

о

00

-р*.

40

оо

ю

2400

14000

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

П

X

со

X

Р

Tf

<т>

РЭ

п

X

со

X

р

>

п

X

СИ

X

р

>

п

X

со

X

Р

Js)

“о

JO

'ui

JO

^40

Лист № 5 Всего листов 11

Ю

Js)

^40

чУ1

V

“о

Продолжение таблицы 2

о\

ПС 110/35/6 кВ «Фанерная». РУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 13

ПС 110/35/6 кВ «Фанерная», РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 2

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

х

^    Я

^ НН    Н

OJ W    II О

VO II    ю

^1 Д    сл

^    о

^ нн н

а Л я

VO II ю

ю*

LtJ

VO

Ov

I

о

^1

ю*

LtJ

VO

Ov

I

о

^1

Ov нн ° И

о н О II о ^ “to

о

о

. о

сл

jo

'ui

о

о

td

>

td

>

td

>

td

>

о

о

о

о

0

(J

н

1

-р*.

Н

£

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

со

к

0

1

0 (J

В

1

С\

со

К

0

1

0 (J

в

1

С\

со

К

0

1

0

(J

в

1

Ov

со

к

0

1

0 (J

В

1

С\

со

К

0

1

0 (J

в

1

С\

со

К

0

1

0

(J

в

1

Ov

Н

0

1

О

(J

в

н

0

1

О

(J

в

н

0

1

о

(J

в

Н

0

1

О

(J

в

н

0

1

О

(J

в

н

0

1

о

(J

в

о

оо

о

Ov

о

00

о

Ov

ю

^1

^1

-р*.

ю

ю

ю

Ov

2400

3600

Ov

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

п

X

со

X

Р

Tf

<т>

РЭ

п

X

со

X

р

>

Я

н

к

со

X

р

>

я

н

К

со

X

р

00

JO

'lyi

JO

'lyi

VO

Ю

ю

"о

“о

Продолжение таблицы 2

ДРП «Фанерщик» 6 кВ, РУ-б кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч. 105

ЦРП «Фанерщик» 6 кВ, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 102

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

W

н

х

II

^ « w § Н £ О II -&■ о 00

о

о

W

н

X

II

^ « w § Н

£ I "

-&■ ^ о о

^ я

^ нн Н

OJ W II

я

^ Л й

^ о

iо*

ю

VI -р*.

OJ UJ OJ ■

% 3

ю н £ II w ы о w °-ю | о 1 < сл

н-1 VI

^ нн Н

OJ W ||

о\ л Я

^ Л й

^ о

W

н

о

о

00

о

о

td

>

td

>

td

>

td

>

о

О

о

О

О

(J

Н

■

-Р*.

н

0

(J

н

1

-р*.

н

со

к

О

0

On

1

С\

н

о

о

OJ

о

LtJ

о

оо

о

о\

о

оо

о

LtJ

ю

ю

-р*.

OJ

^1

On

ю

OJ

^1

3600

3600

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

ti

о

РЭ

П

X

со

X

Р

TI

<т>

рэ

п

X

со

X

Р

>

я

н

К

со

X

р

>

Я

н

К

со

X

Р

JO

Ъо

JO

Ъо

ON

ON

td

о

п>

*1

о

й

К

о

н

о

со

и

К

о

н

ю*

-J

Ю

ю

ю

ю

Примечания:

1.    В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± 5 %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87), токе ТТ, равном 5 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 5 °С до 35 °С .

2.    Нормальные условия:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока (1,0 -1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 60°С до 60°С; счетчиков: в части активной энергии (23±2) °С, в части реактивной энергии (23±2) °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

3.    Рабочие условия эксплуатации: для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 60 °С до 60 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.3 Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 °С до 65 °С;

-    относительная влажность воздуха (40-60) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от 15 °С до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа

4. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М - не менее 140 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 168 часов;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 41000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    журналах событий счетчика фиксируются факты:

-    попытка несанкционированного доступа;

-    факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

-    изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    ИВК.

-    защита    на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:

-    пароль на счетчике;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;

-    ИВК

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПФК» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 58773-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПФК». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2014 года.

Перечень основных средств 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» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    по МИ 3195-2009 «Г осударственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009 «Г осударственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» мая 2012 г.;

-    Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

-    Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПФК». Технорабочий проект 6.2014.ПФК-АУ.ТРП».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «ПФК».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные

положения».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.