| Описание | АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным сбором данных и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК). включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи.
й уровень информационно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ. включающий в себя Центр сбора и обработки данных (ЦСОД) ПАО «Дальневосточная Энергетическая Компания» (ПАО «ДЭК»).
ИВК ПАО «ДЭК» состоит из сервера ИВК ПАО «ДЭК», программного обеспечения (ПО) «АльфаЦентр», а также устройства синхронизации системного времени типа УССВ-2. К серверу ИВК ПАО «ДЭК» подключен коммутатор Ethernet. Также к коммутатору подключено автоматизированное рабочее место (АРМ) персонала.
В ИВК АИИС КУЭ предусмотрено выполнение следующих функций:
автоматический регламентный сбор результатов измерений;
сбор и хранение данных о состоянии средств измерений («Журналов событий» электросчетчиков) со всех ИИК;
обработку данных и их архивирование;
доступ к информации и ее передача в организации - участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
Измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ 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 преобразуют 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 счетчиков по проводным линиям связи и каналообразующей аппаратуре (GSM-модем) поступает на вход сервера ЦСОД ПАО «ДЭК», где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии, осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
Результаты измерений передаются с сервера, установленного в ПАО «ДЭК» в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0, в АО «АТС». АО «СО ЕЭС».
Один раз в сутки ИВК ПАО «ДЭК» автоматически формирует файл отчета с результатами измерений при помощи ПО «АльфаЦентр», в формате XML для передачи его в АО «СО ЕЭС», в организации - участники оптового рынка и в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) АО «АТС» через IP сеть передачи данных, с доступом в глобальную компьютерную сеть Internet.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает все уровни системы. СОЕВ включает в себя устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2 на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС), часы счетчиков и серверов.
В ИВК используется устройство синхронизации системного времени типа УССВ-2 установленное в ЦСОД ПАО «ДЭК», принимающее сигналы точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS/ГЛОНАСС).
Синхронизация времени часов ИВК ПАО «ДЭК» выполняется 6 раз в сутки (каждые 4 часа) в соответствии с метками времени, полученными от УССВ по запросу сервера ИВК, при расхождении времени более чем на ±1 с.
Часы счетчика синхронизируются от часов сервера раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера более чем на ±2 с (программируемый параметр).
Синхронизация времени счетчиков электроэнергии и сервера отражаются в журналах событий.
|
| Метрологические и технические характеристики | Состав ИК АИИС КУЭ, метрологические и технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Таблица 2 – Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | УССВ | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1 | РП "Холод", ЗРУ-6 кВ, Ф-14 | ТЛК-СТ-10
Кт = 0,5
Ктт = 400/5
рег. № 58720-14 | НТМИ-6 У3
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
рег. № 51199-18 | A1805RL-P4GB-DW-4
Кт = 0,5S/1,0
рег. № 31857-11 | УССВ-2
рег. №
54074-13 | | 2 | РП "Холод", ЗРУ-6 кВ, Ф-13 | ТПЛ-10
Кт = 0,5
Ктт = 150/5
рег. № 1276-59 | НТМИ-6 У3
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
рег. № 51199-18 | СЕ 303 S31 503 JAQYVZ
Кт = 0,5S/0,5
рег. № 33446-08 | | 3 | РП "Холод", ЗРУ-6 кВ, Ф-4 | ТПЛ-10
Кт = 0,5
Ктт = 150/5
рег. № 1276-59 | НТМИ-6 У3
Кт = 0,5
Ктн = 6000/100
рег. № 51199-18 | СЕ 303 S31 503 JAYVZ
Кт = 0,5S/0,5
рег. № 33446-08 | | 4 | ПС "Сахарный ключ",
КРУМ-6 кВ, Яч. 14 | ТОЛ-10-I
Кт = 0,5S
Ктт = 300/5
рег. № 15128-07 | ЗНОЛП-6
Кт = 0,5
Ктн = 6000:√3/100:√3
рег. № 23544-07 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00
Кт = 0,5S/1,0
рег. № 50460-18 | | Примечания:
Допускается изменение наименования ИК без изменения объекта измерений.
2 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 3 метрологических характеристик.
3 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа.
4 Изменение наименования ИК и замена средств измерений оформляется техническим актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
Таблица 3 – Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±δ), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±δ), % | | 1 | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,8
4,2 | | 2, 3 | Активная
Реактивная | 1,2
2,5 | 5,2
4,1 | | 4 | Активная
Реактивная | 1,2
2,3 | 5,8
2,9 | | Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Продолжение таблицы 3
| Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие P = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2(5)% Iном, cos = 0,5инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 30 °С. | | Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- сила тока, % от Iном
- коэффициент мощности, cos(
- температура окружающей среды ,°C | от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- сила тока, % от Iном
- коэффициент мощности
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УССВ-2 | от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от -40 до +35
от -40 до +60
от -10 до +55 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
Электросчетчики CE 303:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05МК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
Устройство синхронизации времени УССВ-2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 120000
72
220000
72
165000
2
74500
24
0,99
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 45
3,5 |
Таблица 4 – Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | 1 | 2 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- сила тока, % от Iном
- коэффициент мощности, cos(
- температура окружающей среды ,°C | от 99 до 101
от 100 до 120
0,87
от +21 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- сила тока, % от Iном
- коэффициент мощности
диапазон рабочих температур окружающего воздуха, °C
- для ТТ и ТН
- для счетчиков
- для УССВ-2 | от 90 до 110
от 2(5) до 120
от 0,5 инд до 0,8 емк
от -40 до +35
от -40 до +60
от -10 до +55 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики Альфа А1800:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
Электросчетчики CE 303:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
Электросчетчики ПСЧ-4ТМ.05МК:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
Устройство синхронизации времени УССВ-2:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более
ИВК:
- коэффициент готовности, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 120000
72
220000
72
165000
2
74500
24
0,99
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее
ИВК:
- результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 45
3,5 |
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:
журнал счётчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчика электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
счетчика электроэнергии;
Возможность коррекции времени в:
счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
сервере ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
| Комплектность | Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 – Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество | | Трансформаторы тока | ТЛК-СТ-10 | 2 шт. | | Трансформаторы тока | ТПЛ-10 | 4 шт. | | Трансформаторы тока | ТОЛ-10-I | 3 шт. | | Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 1 шт. | | Трансформаторы напряжения | ЗНОЛП-6 | 3 шт. | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | Альфа А1800 | 1 шт. | | Счетчики электрической энергии трехфазные | СЕ 303 | 2 шт. | | Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 1 шт. | | Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 1 шт. | | Методика поверки | МП-312235-079-2020 | 1 экз. | | Формуляр | ДЭК.425355.020.ФО | 1 экз. |
|
| Поверка |
осуществляется по документу МП-312235-079-2020 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Фабрика Мороженого». Методика поверки», утвержденному ООО «Энергокомплекс» 13.03.2020 г.
Основные средства 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/√3… 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации;
средства измерений по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
средства измерений по МИ 3195-2009 ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
электросчетчиков Альфа А1800 – в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
электросчетчиков CE 303 – в соответствии с документом ИНЕС.411152.081 Д1, «Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные CE 303. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в августе 2010 г.;
электросчетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК – в соответствии с документом ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
устройства синхронизации времени УССВ-2 – в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;
радиочасы МИР РЧ-02.00 (рег. № 46656-11);
прибор комбинированный Testo 622 (рег. № 53505-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Фабрика Мороженого»
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
|
| Заявитель | Общество с ограниченной ответственностью «Телекор ДВ» (ООО «Телекор ДВ»)
ИНН 2722065434
Адрес: 680026, г. Хабаровск, ул. Тихоокеанская, д. 60а
|
| Испытательный центр | Общество с ограниченной ответственностью «Энергокомплекс»
(ООО «Энергокомплекс»)
Адрес: 455017, Челябинская обл., г. Магнитогорск, ул. Мичурина, д. 26, 3
Телефон: +7 (351) 958-02-68
E-mail: encomplex@yandex.ru
Аттестат аккредитации ООО «Энергокомплекс» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № RA.RU.312235 от 31.08.2017 г.
|
|
