| Номер в госреестре | 65438-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "Евдаковский МЖК" |
| Изготовитель | ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород |
| Год регистрации | 2016 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Евдаковский МЖК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327LV (Госреестр № 41907-09, заводской номер 010007) и каналообразующую аппаратуру.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер БД miniPC, выполняющий функцию консолидации информации по точкам учета, организации информационного обмена между уровнями системы, синхронизации времени, передачу информации.
АИИС КУЭ обеспечивает:
- автоматическое выполнение измерений величин активной и реактивной электроэнергии (прямого и обратного направления) с заданной дискретностью (30 мин.);
- сбор и передачу журналов событий счетчиков в базу данных ИВК;
- автоматическое выполнение измерений времени и ведение единого времени в составе СОЕВ АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и (или) по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений (приращений электроэнергии прямого и обратного направления) с заданной дискретностью (30 мин.);
- хранение в базе данных АИИС КУЭ не менее 3,5 лет результатов измерений, информации о состоянии средств измерений («Журналов событий»);
- обработку, формирование и передачу результатов измерений в KML-формате по электронной почте (с электронной подписью);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- обеспечение по запросу коммерческого оператора дистанционного доступа к результатам измерений, данным журналов событий на всех уровнях АИИС КУЭ;
- обеспечение диагностики и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- обеспечение конфигурирования и настройки параметров АИИС КУЭ;
- автоматическую регистрацию событий, сопровождающих процессы измерения, в
«Журнале событий» на уровне измерительно-информационного комплекса;
- предоставление доступа к измеренным значениям и «Журналам событий» со стороны
ИВК;
- возможность масштабирования долей именованных величин количества электроэнергии;
- расчеты потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов
связи, восстановления питания.
Принцип действия:
Первичные фазные токи и напряжения преобразовываются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорных счетчиках вычисляются мгновенные значения активной, реактивной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии. УСПД автоматически не реже одного раза в сутки и/или по запросу проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат Ethernet (счетчик -каналообразующая аппаратура - УСПД), либо по каналу сотовой связи (через GSM-модемы) с последующим преобразованием в формат пакетных данных посредством сотовой GSM связи (счетчик - GSM модемы - УСПД).
УСПД поддерживает работу с выбранными для учета электроэнергии многофункциональными счетчиками электроэнергии, осуществляет сбор данных по измерению количества электроэнергии и данных журналов событий счетчика, производит коррекцию времени в системе.
Сервер БД осуществляет сбор результатов измерений с заданной цикличностью с уровня ИВКЭ и хранит результаты измерений и состояний средств измерений (журналы событий счетчиков и УСПД), производит обработку информации и проводит необходимые расчеты, формирует отчетные формы, обеспечивает доступ к этой информации по локальной вычислительной сети (ЛВС) со стороны автоматизированных рабочих мест (АРМ).
Передача информации в сбытовую организацию и/или заинтересованным субъектам происходит по сети Internet (сервер БД - каналообразующая аппаратура - сбытовая организация/заинтересованные субъекты).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-16 HVS, включающее в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени и обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени УСПД и шкалы времени устройства синхронизации системного времени происходит 1 раз в 30 минут. Ход часов УСПД не превышает ±1 с/сут. Не реже чем 1 раз в сутки осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД. Коррекция времени счётчика со стороны УСПД осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.
Сличение шкалы времени между сервером БД и УСПД осуществляется не реже, чем 1 раз в сутки. Коррекция времени сервера БД со стороны УСПД осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ±2 с.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, сервера и АРМ на основе специализированного программного пакета - ПО « АльфаЦЕНТР».
Метрологически значимой частью специализированного ПО АИИС является библиотека ac_metrology.dll. Данная библиотека выполняет функции синхронизации, математической обработки информации, поступающей от приборов учёта, и является неотъемлемой частью АИИС.
Идентификационные данные файла ac_metrology.dll приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 15.07.03 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Другие идентификационные данные | ac_metrology.dll |
Границы интервала допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений «высокий» по Р 50.2.077-2014.
Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ приведен в таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.
| № измерительноинформационных каналов | Наименование измерительно информационных каналов | Состав 1-го уровня измерительно-информационных каналов | Вид энергии | ||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | |||
| 1 | ПС 35/6 кВ «ЕМЖК», РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-1, 1СШ | ТПЛ кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 838, 839 Госреестр № 47958-11 | НТМИ-6 У3 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. № 1512ва439 Госреестр № 51199-12 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0612110529 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 2 | ПС 35/6 кВ «ЕМЖК», РУ-6 кВ, ввод 6 кВ Т-2, 2СШ | ТПЛ кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 871, 872 Госреестр № 47958-11 | НТМИ-6 У3 кл.т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. № 1603ва036, Госреестр № 51199-12 | ПСЧ-4ТМ.05М кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0611110744 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 3 | П/СТ № 5 10/6/0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-2, секция № 2 | Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 1000/5 Зав. № 021553,021554, 021555 Госреестр № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1112121656 Госреестр № 46634-11 | активная реактивная |
| 4 | П/СТ № 4 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, яч. 2 | Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 124604, 124605, 124606 Госреестр № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1112121732 Госреестр № 46634-11 | активная реактивная |
АИИС КУЭ
| Номер измерительноинформационных каналов | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности измерительно-информационных каналов при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| S^)0^ | 55 %, | 520 %, | 5100 %, | ||
| I1(2)% £ I изм< I5 % | I5 %£I изм<1 20 % | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1, 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,5 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 | ±2,9 | ±2,2 | ±1,9 | ±1,9 | |
| 0,8 | ±3,4 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,7 | ±3,9 | ±2,6 | ±2,2 | ±2,2 | |
| 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 | |
| 3, 4 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,5 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,8 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 | |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,5 | ±2,0 | ±2,0 | |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,2 | ±2,4 | ±2,4 | |
| Номер измерительноинформационных каналов | cos9 | Г раницы интервала допускаемой относительной погрешности измерительно-информационных каналов при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), % | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I1(2)% £ I изм< I5 % | I '-Л % 1Л нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | I20 %£1изм<1100% | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 - 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 0,9 | ±7,3 | ±4,9 | ±4,2 | ±4,2 |
| 0,8 | ±5,6 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,8 | |
| 0,7 | ±4,9 | ±4,0 | ±3,6 | ±3,6 | |
| 0,5 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,5 | ±3,5 | |
| 3 - 4 (ТТ 0,5S; Счетчик 0,5 S) | 0,9 | ±7,1 | ±4,7 | ±3,9 | ±3,9 |
| 0,8 | ±5,5 | ±4,1 | ±3,6 | ±3,6 | |
| 0,7 | ±4,8 | ±3,9 | ±3,5 | ±3,5 | |
| 0,5 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,5 | ±3,5 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности измерительно-информационных каналов даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- частота от 49 Гц до 51 Гц;
- напряжение от 0,98-Цном до 1,02-ином;
- сила тока от 1ном до 1,2 1ном;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9-Цном до 1Д-Цном;
- частота от 49 Гц до 51 Гц;
- сила тока от 0,011ном до 1,2 1ном для измерительно-информационных каналов № 1; 2; 3; 4
температура окружающей среды:
- для счетчиков от плюс 10 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по, ГОСТ 7746;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983.
6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983 счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52322-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков и прочих средств измерений на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у средств измерения, используемых в составе данной АИИС КУЭ. Допускается замена компонентов системы на однотипные с техническими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 4. Замена оформляется актом в установленном в ПАО «Евдаковский МЖК» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики электрической энергии статические трехфазные ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140 000 часов;
- счетчики электрической энергии статические трехфазные ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее 165 000 часов;
- УССВ - среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;
- УСПД (ИВКЭ) - среднее время наработки на отказ не менее 240000 часов;
- Сервер БД (ИВК) - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 168 часов;
- для сервера БД Тв < 1 часа;
- для УСПД Тв < 24 часа;
- для УССВ Тв < 168 часов.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков электрической энергии;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере БД (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК (Госреестр № 46634-11) -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; средний срок службы 30 лет;
- счетчики электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М (Госреестр № 36355-07) -тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; средний срок службы 30 лет;
- УСПД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 45 суток;
- Сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
наносится на титульный лист Паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 Трансформаторы тока | ТПЛ | 4 |
| 2. Трансформаторы тока | Т-0,66 | 6 |
| 3 Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 У3 | 2 |
| 4 Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 2 |
| 5 Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05М | 2 |
| 6. Устройство сбора и передачи данных | RTU-327LV | 1 |
| 7 Устройство синхронизации системного времени | 16-HVS | 1 |
| 8 Сервер | miniPC | 1 |
| 9 ПО (комплект) | ПО «Альфа ЦЕНТР» | 1 |
| 10 Паспорт-формуляр | СТПА.411711.ЕМЖК01.ФО | 1 |
| 11 Методика поверки | РТ-МП-3468-550-2016 | 1 |
осуществляется по документу РТ-МП-3468-550-2016 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Евдаковский МЖК». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 25.08.2016 г.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о
поверке.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05М (Госреестр № 36355-07) - поверка счетчиков проводится в соответствии с методикой поверки ИЛГШ411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- для счётчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК (Госреестр № 46634-11) -осуществляется по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский Ц С М «21» марта 2011 г.;
- для УСПД RTU-327LV - по документу ДЯИМ.466215.007 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-327. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО ПАО «Евдаковский МЖК».
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «Евдаковский МЖК»
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
| Зарегистрировано поверок | 1 |
| Поверителей | 1 |
| Актуальность данных | 22.11.2024 |
