| Номер в госреестре | 66141-16 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО "ДЭК" Раздольное |
| Изготовитель | ПАО "Дальневосточная Энергетическая Компания", г. Владивосток |
| 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 «ДЭК» Раздольное (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
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 - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ) по ГОСТ 7746-2001 и счетчик активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее по тексту - ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе RTU-325T (далее по тексту - УСПД) и коммутационное оборудование а также устройства синхронизации времени типа УССВ типа УССВ-2 (Рег. № СИ 54074-13, зав. №001799).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексу - ИВК) АИИС КУЭ. ИВК состоит из центра сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «Дальневосточная Энергитическая Компания» (ПАО «ДЭК»), автоматизированных рабочих мест персонала (АРМ), программного обеспечения (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», а также устройства синхронизации времени типа УССВ типа УССВ, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из трех 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчика поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Один раз в 30 минут, УСПД по запросу ИВК, передает информацию в ЦСОД уровня ИВК по каналу связи, организованному на базе GPRS.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее по тексту -СОЕВ), созданной на основе УССВ и УССВ-2, принимающих сигналы точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Корректировка часов ЦСОД ИВК выполняется ежесекундно по сигналам УССВ. Сличение времени часов УСПД происходит от УССВ-2 раз в 30 мин. Корректировка часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и УССВ-2 более чем на ±1 с (программируемый параметр). Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, корректировка часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±1 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с в сутки.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий ЦСОД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» (далее - ПО), в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Альф аТ ЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | АльфаЦЕНТР |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | Не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор метрологически значимой части ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 1, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Средний» по Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Канал измерений | Состав АИИС КУЭ | Б 'ta н н н К | УСПД | В W О С | Метрологические характеристики ИК | |||||||
| Номер ИК | Диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, Рег. № СИ | Обозначение, тип | Заводской номер | Вид энергии | Основная относительная погрешность ИК (± 5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± 5), % | |||||
| 1 | КТП-160 кВА, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ Т-1 | н н | Кт = 0,5S Ктт = 200/5 Рег. № СИ 47957-11 | А | ТШП-0,66 | 6035913 | о | ЯШ-325Т Зав. № 009819 Рег. № СИ 44626-10 | УССВ-2 Зав. № 001799 Рег. № СИ 54074-13 | Актив ная Реак тивная | 1,0 2,1 | 5,0 3,7 |
| В | ТШП-0,66 | 6035916 | ||||||||||
| С | ТШП-0,66 | 6035911 | ||||||||||
| К н | - | А | - | - | ||||||||
| В | - | - | ||||||||||
| С | - | - | ||||||||||
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 Рег. № СИ 36697-12 | СЭТ-4ТМ.03М.09 | 0804141468 | |||||||||
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,5 инд токе ТТ, равном 2 % от !ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 30 °С.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Основные технические характеристики ИК приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | 98 до102 |
| - ток, % от ^ом | 100- до 120 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,87 |
| - температура окружающей среды, °C | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от U^ | от 90 до 110 |
| - ток, % от ^ | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,8 инд. до 0,5 емк. |
| - температура окружающей среды для ТТ, °C | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °C | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| УСПД, °C | от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 55000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 24 |
| Глубина хранения информации | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 35 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - суточные данные о тридцатиминутных приращениях | |
| электропотребления по каждому каналу, суток, не менее | 35 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации | |
| состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
в журналах событий счетчика и УСПД 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 Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- ИВК.
наличие защиты на программном уровне:
- пароль на счетчике;
- пароль на УСПД;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;
- ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована);
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ДЭК» Раздольное типографским способом.
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Кол-во, шт. |
| Трансформаторы тока ТШП-0,66 | 3 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных RTU-325Т | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени УССВ-2 | 1 |
| Методика поверки МП 206.1-215-2016 | 1 |
| Паспорт - Формуляр ДЭК.425355.014 ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 206.1-215-2016 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ДЭК» Раздольное. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в ноябре 2016 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руковдство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 4 мая 2012 г.;
- для УСПД RTU-325Т - по документу ДЯИМ.466215.005 МП «Устройства сбора и передачи данных RTU-325H и RTU-325Т. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2010 г.;
- для УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДИЯМ.468213.001МП) «Устройство синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 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 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 минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверки в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ДЭК» Раздольное, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПАО «ДЭК» Раздольное
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. 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
