| Номер в госреестре | 72236-18 |
| Наименование СИ | Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ЭК "Восток" (вторая очередь) |
| Изготовитель | ООО "Интер РЭК", г.Москва |
| Год регистрации | 2018 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЭК «Восток» (вторая очередь) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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 (ТТ), трансформаторы напряжения (ТН), счётчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер с программным обеспечением (ПО) «АльфаТЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35 HVS, автоматизированное рабочее место (АРМ), каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счётчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.
Цифровой сигнал от счетчиков по линиям связи поступает на соответствующий GSM-модем, далее по каналу связи стандарта GSM измерительная информация поступает на сервер.
На сервере осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, хранение и передача измерительной информации, оформление отчетных документов, а также отображение информации на мониторах АРМ.
Отчеты в формате XML формируются на ИВК АИИС КУЭ, подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по каналу связи сети Интернет в АО «АТС», региональному филиалу АО «СО ЕЭС» и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. Задача синхронизации времени решается использованием службы единого координированного времени (или всемирного скоординированного времени) UTC. Для его трансляции используется спутниковая система глобального позиционирования GPS. Синхронизация часов сервера с единым координированным временем обеспечивается устройством синхронизации системного времени (УССВ) типа 35 HVS, которое синхронизирует часы измерительных компонентов АИИС КУЭ по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Сравнение показаний часов сервера с УССВ происходит при каждом сеансе связи сервер - УССВ. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более ±0,5 с. Сравнение показаний часов счетчиков и сервера происходит при каждом обращении к счетчикам, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация осуществляется при расхождении показаний на величину более ±1 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню - «средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки программного обеспечения
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3Е736В7Е380863Е44СС8Е6Е7ББ211С54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, е S о К | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала | |||
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УССВ/ Сервер | ||
| 1 | КТПН 6/0,4 кВ 250 кВА № 29П, РУ-0,4 кВ, ввод Т-1 0,4 кВ | ф. А ТОП-0,66 ф. В ТОП-0,66 ф. С ТОП-0,66 150/5, КТ 0,5 Рег. № 47959-11 | — | Меркурий 234 ARTM-03 PB.G КТ 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | УССВ-35HVS/ HP ProLiant DL 380 G4 |
| 2 | КТПН 6/0,4 кВ 630 кВА № 51П, РУ-0,4 кВ, ввод Т-1 0,4 кВ | ф. А ТШП-0,66 ф. В ТШП-0,66 ф. С ТШП-0,66 600/5, КТ 0,5 Рег. № 47957-11 | — | Меркурий 234 ARTM-03 PB.G КТ 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | |
| 3 | ВРУ-0,4 кВ Филиала АО «ЭК «Восток», ввод № 1 0,4 кВ | ф. А Т-0,66 ф. В Т-0,66 ф. С Т-0,66 200/5, КТ 0,5S Рег. № 52667-13 | — | Меркурий 234 ARTM-03 PB.G КТ 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | |
| 4 | ВРУ-0,4 кВ филиала АО «ЭК «Восток», ввод № 2 0,4 кВ | ф. А Т-0,66 ф. В Т-0,66 ф. С Т-0,66 200/5, КТ 0,5S Рег. № 52667-13 | — | Меркурий 234 ART-03 P КТ 0,5S/1,0 Рег. № 48266-11 | |
| 5 | ТП 10/0,4 кВ Московского офиса АО «ЭК «Восток», ввод 10 кВ Т-1 1000 кВА | ф. А ARM3/N2F ф. В ARM3/N2F ф. С ARM3/N2F 100/5, КТ 0,5 Рег. № 18842-09 | ф. А ЗНОЛ.06-10 ф. В ЗНОЛ.06-10 ф. С ЗНОЛ.06-10 10000/^3:100/^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
| 6 | ТП 10/0,4 кВ Московского офиса АО «ЭК «Восток», ввод 10 кВ Т-2 1000 кВА | ф. А ARM3/N2F ф. В ARM3/N2F ф. С ARM3/N2F 100/5, КТ 0,5 Рег. № 18842-09 | ф. А ЗНОЛ.06-10 ф. В ЗНОЛ.06-10 ф. С ЗНОЛ.06-10 10000/^3:100/^3 КТ 0,5 Рег. № 46738-11 | Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN КТ 0,5S/1,0 Рег. № 23345-07 | |
| 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 2 метрологических характеристик. 2 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа. 3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносятся изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Вид
электрической энергии
Г раницы основной погрешности, (±5), %
Границы погрешности в рабочих условиях, (±5), %
Активная
Реактивная
Активная
Реактивная
1,1
1,8
3,3
5,7
3, 4
Активная
Реактивная
1,4
2,1
3,3
5,7
5, 6
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 для cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 0 до +35 °С.
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 6 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 98 до102 |
| - ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,8 |
| - частота, Гц | 50 |
| температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном: | |
| ИК №№ 1, 2, 5, 6 | от 5 до 120 |
| ИК №№ 3, 4 | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj (sinj) | от 0,5 инд. до 0,8 емк. |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +40 |
| температура окружающей среды для счетчиков, °С | от 0 до +35 |
| температура окружающей среды для сервера, °С | от +10 до + 30 |
| атмосферное давление, кПа | от 80 до 106,7 |
| относительная влажность, не более, % | 98 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| Меркурий 230 | 150000 |
| Меркурий 234 | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 75859 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации: | |
| Счетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | |
| Меркурий 230 | 85 |
| Меркурий 234 | 170 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- в журнале событий сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере; пропадание и восстановление связи со счётчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт |
| Трансформатор тока | ТОП-0,66 | 3 |
| ТШП-0,66 | 3 | |
| Т-0,66 | 6 | |
| ARM3/N2F | 6 | |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06-10 | 6 |
| Счетчик электроэнергии | Меркурий 234 ARTM-03 PB.G | 3 |
| Меркурий 234 ART-03 P | 1 | |
| Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN | 2 | |
| У стройство синхронизации системного времени | УССВ-35HVS | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL 380 G4 | 1 |
| Автоматизированное рабочее место | АРМ | 1 |
| Д | ,окументация | |
| Методика поверки | МП 26.51.43-04-77167124742018 | 1 |
| Формуляр | 58147624.411711.106 ФО | 1 |
осуществляется по документу МП 26.51.43-04-7716712474-2018. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЭК «Восток» (вторая очередь). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 22.06.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- счётчики электрической энергии трёхфазные статические Меркурий 230 по документу: АВЛГ.411152.021 РЭ1 «Счётчики электрической энергии трехфазные статические «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки», согласованному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.05.2007 г.;
- счётчики электрической энергии статические трехфазные Меркурий 234 по документу: АВЛГ.411152.033 РЭ1 «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки» с изменением № 2, утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.08.2017;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы GlobalPositioningSystem (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
«Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЭК «Восток» (вторая очередь). МВИ 26.51.43-047716712474-2018, аттестованной ФБУ «Самарский ЦСМ» 16.05.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ЭК «Восток» (вторая очередь)
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 7746-2015 Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2015 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S
ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (ГЕС 62053-23:2003, MOD)
