| Номер в госреестре | 67212-17 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО "ЭФКО" |
| Изготовитель | АО "Первая сбытовая компания", г.Белгород |
| Год регистрации | 2017 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ОАО «ЭФКО», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи тока и напряжения, многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS-485 для измерения активной и реактивной энергии;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) обеспечивает синхронизацию шкалы времени ИВК, сбор информации (результаты измерений, журнал событий), обработку данных и их архивирование, хранение информации в базе данных, доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭМ.
ИВК включает в себя: сервер коммуникационных, сервер архивов и сервер баз данных; устройство синхронизации системного времени (УССВ); автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персонального компьютера (ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Каналы связи между измерительно-информационными точками учета и ИВК образуют измерительные каналы (ИК) 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 электроэнергии. 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 (умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере ИВК АИИС КУЭ).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS-485 поступает через GSM модемы в ИВК, где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных. ИВК предназначен для обеспечения выполнения задач автоматического сбора, диагностики, обработки и хранения информации об измеренной электроэнергии, а также обеспечения интерфейсов доступа к информации. Учетная информация, передаваемая внешним пользователям через Internet (основной канал связи) и GSM- модем (резервный канал связи), отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета.
Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов в формате XML 51070 и 80020.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В АИИС КУЭ синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.
ИВК, с периодом в 30 мин, выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±1 с.
От ИВК синхронизируются внутренние часы счетчиков 1 раз в сутки при опросе по GSM связи. В случае расхождения часов счетчиков и ИВК более чем на ±1 с, производится коррекция часов счетчиков.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.
Специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» установлено на сервере.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Альф аТ ЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 15.07.03 |
| Цифровой идентификатор ПО: | |
| Программа - планировщик опроса и передачи данных Amrserver.exe | 434b3cd629aabee2c888321c997356b2 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Amrc.exe | fc 1 ec6f4a4af313 a00efb3af4b5e8602 |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe | 0c5fc70674f0d1608352431e9dd3c85d |
| Драйвер работы с БД Cdbora2.dll | 234b8084f22314cc2c22841cf6e42f40 |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c |
| Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
ПО ИК АИИС КУЭ, не влияет на метрологические характеристики указанные в таблице 3. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологические характеристики с указанием наименования присоединений.
В таблице 2 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.
| Канал измерений | Средство измерений | КтгКтнКсч = Красч. | Наименование, измеряемой величины | |||||
| № ИК | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 1 | ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ОРУ 35 кВ, 3сш, ВЛ 35 кВ Алексеевка-ЭФКО №1 | |||||||
| ТТ | КТтт=0,5 Ктт= 100/5 № 21256-07 | А | Т ОЛ-35 | 798 | 7000 | Ток первичный I | ||
| В | ТОЛ-35 | 788 | ||||||
| С | ТОЛ-35 | 787 | ||||||
| ТН | КТтн=0.5 Ктн=35000/ 100 № 19813-05 | А | НАМИ-35- УХЛ1 | 280 | Напряжение первичное U | |||
| В | НАМИ-35- УХЛ1 | 280 | ||||||
| С | НАМИ-35- УХЛ1 | 280 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0,5Б/1 Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ- 4ТМ.05.04 | 0612080490 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 2 | ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ОРУ 35 кВ, 1сш, КЛ 35 кВ Алексеевка-ЭФКО №2 | |||||||
| ТТ | КТтт=0.5 Ктт=300/5 № 17662-98 | А | ТФМ-35- II | 1703 | 7000 | Ток первичный I | ||
| В | ТФМ-35- II | 1707 | ||||||
| С | ТФМ-35- II | 1706 | ||||||
| ТН | КТтн=0.5 Ктн=35000/ 100 № 19813-05 | А | НАМИ-35- УХЛ1 | 313 | Напряжение первичное U | |||
| В | НАМИ-35- УХЛ1 | 313 | ||||||
| С | НАМИ-35- УХЛ1 | 313 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0,5Б/1 Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 0612080398 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 3 | ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ЗРУ 10 кВ, 1 СШ, яч.7, КЛ 10 кВ №10 | |||||||
| ТТ | КТтт=0,5Б Ктт= 400/5 № 32139-06 | А | Т О Л СЭЩ-10-21 | 11957-09 | 8000 | Ток первичный I | ||
| В | ТОЛ СЭЩ-10-21 | 11950-09 | ||||||
| С | ТОЛ СЭЩ-10-21 | 11939-09 | ||||||
| ТН | КТтн=0.5 Ктн=10000/ 100 № 35955-07 | А | НОЛ-СЭЩ-10 У2 | 00830-09 | Напряжение первичное U | |||
| В | НОЛ-СЭЩ-10 У2 | 00831-09 | ||||||
| С | НОЛ-СЭЩ-10 У2 | 00832-09 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0,5Б/1 Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05.04 | 0612080405 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 4 | ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ЗРУ 10 кВ, 3 СШ, яч.23, КЛ 10 кВ №15 | |||||||
| ТТ | КТтт=0,5Б Ктт= 400/5 № 32139-06 | А | Т О Л СЭЩ-10-21 | 12266-09 | 8000 | Ток первичный I | ||
| В | ТОЛ СЭЩ-10-21 | 12267-09 | ||||||
| С | ТОЛ СЭЩ-10-21 | 12265-09 | ||||||
| ТН | КТтн=0.5 Ктн=10000/ 100 № 35955-07 | А | НОЛ-СЭЩ-10 У2 | 00713-09 | Напряжение первичное U | |||
| В | НОЛ-СЭЩ-10 У2 | 00712-09 | ||||||
| С | НОЛ-СЭЩ-10 У2 | 00714-09 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0,5Б/1 Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 0608090318 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 5 | ЦРП-1 10 кВ, ЗРУ 10 кВ, 1 сш, яч. №5, КЛ 10 кВ №4 | |||||||
| ТТ | КТтт=0,5 Ктт= 300/5 № 22944-07 | А | ТПК-10 | 02197 | 6000 | Ток первичный I | ||
| В | - | - | ||||||
| С | ТПК-10 | 00379 | ||||||
| ТН | КТтн=0,5 Ктн=10000/ 100 № 20186-05 | А | НАМИ-10-95 УХЛ-2 | 439 | Напряжение первичное U | |||
| В | НАМИ-10-95 УХЛ-2 | 439 | ||||||
| С | НАМИ-10-95 УХЛ-2 | 439 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0,5Б/1 Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 0612080517 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| 6 | ЦРП-1 10 кВ, ЗРУ 10 кВ, 3 сш, яч. №22, КЛ 10 кВ №11 | |||||||
| ТТ | КТтт=0,5 Ктт= 300/5 № 1261-08 | А | ТПОЛ-10-У3 | 9042 | 6000 | Ток первичный I | ||
| В | - | - | ||||||
| С | ТПОЛ-10-У3 | 9043 | ||||||
| ТН | КТтн=0,5 Ктн=10000/ 100 № 16687-02 | А | НАМИТ-10-95 УХЛ-2 | 1278 | Напряжение первичное U | |||
| В | НАМИТ-10-95 УХЛ-2 | 1278 | ||||||
| С | НАМИТ-10-95 УХЛ-2 | 1278 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0,5Б/1 Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 0612080433 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 7 | Пункт коммерческого учёта на опоре №9/2 ВЛ 10 кВ № 4 ПС 110/35/10кВ Алексеевка, Отпайка к КТП-10/0,4 кВ "Хранилище | |||||||
| ТТ | КТтт=0,5 Ктт= 20/5 № 15128-07 | А | ТОЛ-10-1-2У2 | 20156 | 400 | Ток первичный I | ||
| В | - | - | ||||||
| С | ТОЛ-10-1-2У2 | 20295 | ||||||
| ТН | КТтн=0,5 Ктн=10000/ 100 № 23544-07 | А | ЗНОЛП-10У2 | 1007657 | Напряжение первичное U | |||
| В | ЗНОЛП-10У2 | 1007658 | ||||||
| С | ЗНОЛП-10У2 | 1007582 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0,5Б/1 Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 0609110481 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
| 8 | ПС 110/35/10 кВ Алексеевка, ОРУ 35 кВ, 2сш, КЛ 35 кВ Алексеевка-ЭФКО №3 | |||||||
| ТТ | КТтт=0,5 Ктт= 200/5 №13158-04 | А | ТВЭ-35 | 171-173 | 1400 0 | Ток первичный I | ||
| В | - | - | ||||||
| С | ТВ Э -35 | 172-174 | ||||||
| ТН | КТтн=0,5 Ктн=35000/ 100 № 19813-05 | А | НАМИ-35- УХЛ1 | 292 | Напряжение первичное U | |||
| В | НАМИ-35- УХЛ1 | 292 | ||||||
| С | НАМИ-35- УХЛ1 | 292 | ||||||
| Счетчик | КТсч=0,5Б/1 Ксч=1 № 36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 0612080503 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время | ||||
КТ - класс точности средства измерений.
Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.
Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Примечание - Допускается замена счетчиков, ТТ и ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
| Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ 5wp, % | |||||||
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение cosj | для диапазона 1(5) %<Йном<20 % Wp1(5) %<Wp<Wp20 % | для диапазона 20 %<I/Iном<100 % Wp20 % <Wp<Wp100 % | для диапазона 100%<I/Iном<120% Wp100 %<Wp<Wp120% |
| 5 w р ,% | |||||||
| 1,2 5,6,7,8 | 0,5 | 0,5 | 0,5s | 1,0 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,8 | +3,3 | ±2,3 | ±2,0 | ||||
| 0,5 | ±5,8 | ±3,6 | ±3,0 | ||||
| Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ 5Wq,% | |||||||
| № ИК | КТТт | КТтн | КТсч | Значение cosj (sin j) | для диапазона 1(5) %<Ином<20 % Wq1(5)%<Wq<WQ20% | для диапазона 20 %<Ином<100 % Wq20%<Wq<WQ100% | для диапазона 100%<Ином< 120% Wq100%<Wq<Wq120% |
| 1,2 5,6,7,8 | 0,5 | 0,5 | 1 | 0,8 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,9 |
| 0,5 | ±4,1 | ±2,7 | ±2,5 | ||||
| Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении активной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ 5Wp, % | |||||||
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение cosj | для диапазона 1(5) %<Ином<20 % Wp1(5) %<Wp<Wp20 % | для диапазона 20 %<I/Iном<100 % Wp20 % <Wp<Wp100 % | для диапазона 100%<I/Iном<120% W p100 %<W p<W p120% |
| 3,4 | 0,5s | 0,5 | 0,5s | 1,0 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,3 | ±2,0 | ||||
| 0,5 | ±5,8 | ±3,6 | ±3,0 | ||||
| Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении реактивной электрической энергии для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ 5Wq,% | |||||||
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение cosj (sin j) | для диапазона 1(5) %<Ином<20 % Wq1(5)%<Wq<WQ20% | для диапазона 20 %<I/Iном<100 % WQ20%<WQ<WQ100% | для диапазона 100%<I/Iном< 120% WQ100%<WQ<WQ120% |
| 3,4 | 0,5s | 0,5 | 1 | 0,8 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,9 |
| 0,5 | ±4,1 | ±2,7 | ±2,5 | ||||
I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального Wpi(5) %(Wqi(5)) -Wpi2o %(Wqi2o %) - значения электроэнергии при соотношении I/In равном от 1(5) до 120 %
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;
- счётчики электроэнергии для измерения активной и реактивной энергии по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД.
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
| Наименование параметров, влияющих величин | Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала | ||
| Счетчики | ТТ | ТН | |
| Сила переменного тока, А | от—2миндо—2макс | °т/1миндо 1,2 —1ном | - |
| Напряжение переменного тока, В | от 0,8^2номдо 1,15 и2ном | - | от 0,9 U1 ном до 1,1 и1ном |
| Наименование параметров, влияющих величин | Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала | ||
| Счетчики | ТТ | ТН | |
| Коэффициент мощности (cos ф) | 0,5инд; 1,0; 0,8емк | 0,8инд; 1,0 | 0,8инд;1,0 |
| Частота, Гц | от 47,5 до 52,5 | от 47,5 до 52,5 | от 47,5 до 52,5 |
| Температура окружающего воздуха по ЭД, °С | от - 40 до + 60 | от - 40 до + 55 | от - 50 до + 45 |
| Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл | Не более 0,5 | - | - |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ (при COSj2 =0,8 инд) | - | от 0,25^2номдо 1,0^2ном | - |
| Мощность вторичной нагрузки ТН (при COSj2 =0,8 инд) | - | - | от 0,25$2ном до 1,0^2ном |
Таблица 5 - Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ
| Компоненты АИИС КУЭ: Трансформаторы тока Трансформаторы напряжения Счетчик электроэнергии ИБП APC Smart-URS 2200 VA Модем GSM и коммуникационное оборудование Сервер | Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: 4 000 000 4 400 000 140 000 35000 50000 50000 |
| Трансформаторы тока Трансформаторы напряжения Счетчики электроэнергии Коммуникационное и модемное оборудование | Срок службы, лет: 30 30 30 10 |
Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе не более 4 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи на уровне ИИК-ИВК, информация о результатах измерений может передаваться внешним пользователям по электронной почте;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ;
- удалённый доступ;
- возможность съёма информации со счётчика автономным способом;
- визуальный контроль информации на счётчике.
Регистрация событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике (сервере);
- защищенность применяемых компонентов.
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- сервера.
Защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации в счетчиках не менее 45 суток, на сервере не менее 3,5 лет.
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.
В комплект поставки также входит:
- формуляр-паспорт ПСК.2015.03.АСКУЭ.31-ПФ;
- технорабочий проект ПСК.2015.03.АСКУЭ.31 -ТРП;
- руководства по эксплуатации на счётчики: ИЛГШ.411152.146 РЭ;
- паспорта на счётчики: 411152.146 ФО;
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО» Методика поверки.
осуществляется по документу МП 67212-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 11 ноября 2016 г.
Таблица 5 - Основные средства поверки
| Наименование эталонов, вспомогательных СИ | Тип | Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) | |
| 1. Термометр | ТП 22 (рег № 2851-72) | ЦД 1 °С в диапазоне от - 30 до + 50 °С | |
| 2. Барометр-анероид | БАММ 1 (рег № 5738-76) | Атм. давление от 80 до 106 кПа Отн. погрешность ± 5 % | |
| 3. Психрометр | М-4М (рег № 10069-11) | КТ 2,0 | |
| 4.Вольтамперфазометр | ПАРМА ВАФ-Т (рег№33521-06_ | КТ 0,5 Напряжение от 0 до 460 В Ток от 0 до 6 А Частота от 45 до 65 Гц Фазовый угол от - 180 до 180 град | |
| 5. Прибор сравнения | КНТ-03 (рег № 24719-03) | 1,999 В-А; 19,99 ВА; 199,9 ВА | ПГ ±0,003 ВА ПГ ±0,03 ВА ПГ ±0,3 ВА |
| 6. Радиочасы | МИР РЧ-0 (рег № 46656-11) | ПГ ±1 мкс | |
| 7. Секундомер | СОСпр-1 (рег № 11519-11) | От 0 до 30 мин, ЦД 0,1 с | |
Средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003.
Средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
Средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.146 РЭ.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ в виде оттиска поверительного клейма.
приведены в документе «Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «ЭФКО». Свидетельство
об аттестации методики измерений № 62/12-01.00272-2016 от 08.11.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии 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
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
