Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной и переданной отдельными технологическими объектами, сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электрической энергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода (далее - результаты измерений), используемое для формирования данных коммерческого учета;
формирование данных о состоянии средств измерений;
периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;
сбор и обработка данных от смежных АИИС КУЭ;
обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;
разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
обработку, формирование и передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в XML-формате по электронной почте удостоверенных электронной подписью, организациям-участникам оптового рынка электрической энергии;
передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии;
обеспечение по запросу дистанционного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений на всех уровнях АИИС КУЭ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012, ТУ 4228-011-29056091-11, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3.
2-й уровень - информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий в
себя:
сервер баз данных (далее - сервер БД) ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР» и устройством синхронизации времени УСВ-3;
сервер БД АО «Атомэнергопромсбыт» с программным обеспечением (ПО) «Альфа-ЦЕНТР» и устройством синхронизации времени УСВ-3;
автоматизированные рабочие места (АРМ);
технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
На уровне ИИК 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. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока и (I) рассчитывает полную мощность S = UI.
Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (P) по периоду основной частоты сигналов.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 - P2)0,5.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по предусмотренным каналам связи поступает на входы сервера БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» уровня ИВК. Сервер БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» осуществляет сбор и обработку результатов измерений, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.
Измерительная информация от сервера БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» с периодичностью не реже одного раза в сутки в автоматизированном режиме передается на сервер БД АО «Атомэнергопромсбыт» по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов установленного формата в рамках согласованного регламента.
Сервер БД АО «Атомэнергопромсбыт» осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электрической энергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ) и с другими АИИС КУЭ, зарегистрированными в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе АО «АТС», и прочими заинтересованными организациями в рамках согласованного регламента. Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электрической энергии осуществляется по электронной почте в виде xml-файлов установленных форматов, в том числе заверенных электронно-цифровой подписью.
Серверы БД уровня ИВК по запросу обеспечивают возможность дистанционного доступа организациям-участникам оптового рынка электрической энергии к компонентам АИИС КУЭ.
Для обеспечения единого времени на средствах измерений, влияющих на процесс измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики электрической энергии уровня ИИК, серверы БД уровня ИВК), предусмотрена система обеспечения единого времени (СОЕВ).
СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда), привязанное к национальной шкале координированного времени UTC(SU), на всех компонентах и уровнях системы.
Базовым устройством СОЕВ является устройство синхронизации времени типа УСВ-3, синхронизирующее собственную шкалу времени с национальной шкалой координированного времени UTS(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы ГЛОНАСС.
Серверы БД уровня ИВК АИИС КУЭ не реже одного раза в час синхронизируют свою шкалу времени по сигналу, получаемому от УСВ-3, при превышении поправки часов серверов БД уровня ИВК АИИС КУЭ относительно шкалы времени УСВ-3 более чем на 1 секунду;
Сервер БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» уровня ИВК не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики, если поправка часов счетчиков относительно шкалы времени сервера БД превышает ± 2 с. происходит коррекция часов счетчиков.
Журналы событий счетчиков, сервера БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» и сервера БД АО «Атомэнергопромсбыт» отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции или величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» применяется программное обеспечение (ПО) АльфаЦЕНТР. Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| 1 | 2 |
| Сервер БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» |
| Идентификационное наименование ПО «АльфаЦЕНТР» | amrserver.exe amrc.exe cdbora2.dll encryptdll.dll ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО «АльфаЦЕНТР» | 4.24.0.0 и выше 4.25.5.1 и выше 4.25.4.0 и выше 2.0.0.0 и выше 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ac metrology.dll | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 |
| Сервер БД АО «Атомэнергопромсбыт» |
| Идентификационное наименование | amrserver.exe |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | amrc.exe |
| | cdbora2.dll |
| | encryptdll.dll |
| | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) | 4.24.0.0 и выше |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | 4.25.5.0 и выше |
| | 4.25.4.0 и выше |
| | 2.0.0.0 и выше |
| | 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ac metrology.dll | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и метрологические характеристики
| | | | | | Сервер БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» | 9 л б О бс м А о Д рп Б оп р г ер ю й рн еэ Се омэ Ато | | Метрологические характеристики ИК |
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | Вид электрической энергии | Границы допускаемой основной относительной погрешности, % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | ПС-169 110 кВ, ЗРУ-I 6 кВ, 3c-6 кВ, яч. 4 | ТЛО-10 2000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 25433-11 | НАМИТ-10 6000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 16687-07 | A1805RALXQV-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3х57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ 31819.22-2012 ГОСТ 31819.23-2012 Рег. № 31857-11 | Dell Inc. PowerEdge R540, ПО «АльфаЦЕНТР»; УСВ-3, Рег. № 51644-12 | Dell Inc. PowerEdge R430, ПО «АльфаЦЕНТР»; УСВ-3, Рег. № 64242-16 | Активная Реактивная | ±1,9 ±2,9 | ±2,3 ±4,3 |
| 2 | ПС-169 110 кВ, ЗРУ-I 6 кВ, 1c-6 кВ, яч. 1 | ТЛО-10 2000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 25433-11 | НАМИТ-10 6000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 16687-07 | A1805RALXQV-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3х57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ 31819.22-2012 ГОСТ 31819.23-2012 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | ±1,9 ±2,9 | ±2,3 ±4,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 3 | ПС-169 110 кВ, ЗРУ-I 6 кВ, 4c-6 кВ, яч. 64 | ТЛО-10 2000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 25433-11 | НАМИТ-10 6000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 16687-07 | A1805RALXQV-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3х57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ 31819.22-2012 ГОСТ 31819.23-2012 Рег. № 31857-11 | Dell Inc. PowerEdge R540, ПО «АльфаЦЕНТР»; УСВ-3, Рег. № 51644-12 | Dell Inc. PowerEdge R430, ПО «АльфаЦЕНТР»; УСВ-3, Рег. № 64242-16 | Активная Реактивная | ±1,9 ±2,9 | ±2,3 ±4,3 |
| 4 | ПС-169 110 кВ, ЗРУ-I 6 кВ, 2c-6 кВ, яч. 67 | ТЛО-10 2000/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 25433-11 | НАМИТ-10 6000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 16687-07 | A1805RALXQV-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3х57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ 31819.22-2012 ГОСТ 31819.23-2012 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | ±1,9 ±2,9 | ±2,3 ±4,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 5 | ПС-169 110 кВ, ЗРУ-I 6 кВ, 3c-6 кВ, яч. 10 | ТЛМ-10 600/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 2473-05, Рег. 48923-12 | НАМИТ-10 6000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 16687-07 | A1805RALXQV-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3х57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ 31819.22-2012 ГОСТ 31819.23-2012 Рег. № 31857-11 | Dell Inc. PowerEdge R540, ПО «АльфаЦЕНТР»; УСВ-3, Рег. № 51644-12 | Dell Inc. PowerEdge R430, ПО «АльфаЦЕНТР»; УСВ-3, Рег. № 64242-16 | Активная Реактивная | ±1,9 ±2,9 | ±2,3 ±4,3 |
| 6 | Блок-станция «Сосновоборская», 2СШ Г-3 10 кВ, Г-3 | ТПОЛ-10 1500/5 0,5S ГОСТ 7746-2001 Рег. № 1261-02 | НАМИТ-10 10000/100 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 16687-07 | A1805RALXQV-P4GB-DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3х57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 ГОСТ 31819.22-2012 ГОСТ 31819.23-2012 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | ±1,9 ±2,9 | ±2,3 ±4,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 7 | ПС-551 110 кВ, ОРУ-110 кВ, 1с. 110 кВ, ОлСБ-1, ввод Т-1 | TG 145-420 300/5 0,2 ГОСТ 7746-2001 Рег. № 15651-96 | НКФ-110-57У1 110000/V3 / 100/V3 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 14205-94 | A1802RALXQV-P4GB -DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3х57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 ГОСТ 31819.22-2012 ТУ 4228-011-29056091-11 Рег. № 31857-11 | 4 ; 1 5»* ь з ge НТ 164 ТЗ Гт1 Erd ЕЦ 5№ £ ^ с о Й Й * ^ * .nc « 3,-lIn О -В ll П С le Q ^ | О ЧО 3 ; 1 4 »; - * Ь * ge НТ 424 тз щ ю Erd ЕЦ 6№ £ & с о £ * ^ * .nc « 3,-lIn О -В ll П С le Q ^ | Активная Реактивная | ±1,5 ±2,1 | ±1,6 ±2,6 |
| 8 | ПС-551 110 кВ, ОРУ-110 кВ, 2с. 110 кВ, ОлСБ-2, ввод Т-2 | TG 145-420 300/5 0,2 ГОСТ 7746-2001 Рег. № 15651-96 | НКФ-110-57У1 110000/V3 / 100/V3 0,5 ГОСТ 1983-2001 Рег. № 14205-94 | A1802RALXQV-P4GB -DW-4 1ном (1макс) = 5 (10) А ином =3х57,7/100 В класс точности: по активной энергии - 0,2S по реактивной энергии - 0,5 ГОСТ 31819.22-2012 ТУ 4228-011-29056091-11 Рег. № 31857-11 | Активная Реактивная | ±1,5 ±2 ,1 | ±1,6 ±2,6 |
| Примечания: 1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электрической энергии на интервале времени 30 минут. 3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от Ьом cos9 = 0,8 инд. 4 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, УСВ 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. 5 Пределы абсолютной погрешности часов всех компонентов системы относительно национальной шкалы координированного времени UTC (SU) ± 5 с. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 8 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | От 99 до 101 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 1 - 6 | От 2 до 120 |
| для ИК №№ 7, 8 | От 5 до 120 |
| коэффициент мощности | 0,9 инд. |
| частота, Гц | От 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | От +20 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от ином | От 90 до 110 |
| ток, % от 1ном | |
| для ИК №№ 1 - 6 | От 2 до 120 |
| для ИК №№ 7, 8 | От 5 до 120 |
| коэффициент мощности: | |
| cos9 | От 0,5 до 1,0 |
| БШф | От 0,5 до 0,87 |
| частота, Гц | От 49,5 до 50,5 |
| температура окружающей среды, °С | |
| ТТ,ТН | |
| для ИК №№ 1 - 6 | От +5 до +35 |
| для ИК №№ 7, 8 | От -30 до +35 |
| счетчики | От +5 до +35 |
| устройство синхронизации времени | От -30 до +35 |
| сервер БД | От +15 до +25 |
| Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| счетчиков Альфа А1800 | 120000 |
| трансформаторов тока | 219000 |
| трансформаторов напряжения | 219000 |
| устройство синхронизации времени | 35000 |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчики: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
а) счетчиками электрической энергии: попыток несанкционированного доступа;
связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных; коррекции текущих значений времени и даты; отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; перерывов питания;
самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения; промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения; испытательных клеммных коробок; сервер БД.
б) защита информации на программном уровне: установка паролей на счетчиках электрической энергии; установка пароля на сервер;
возможность использования цифровой подписи при передаче данных.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Коли чество |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10 | 5 шт. |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57У1 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛО-10 | 12 шт. |
| Трансформаторы тока | ТЛМ-10 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 3 шт. |
| Трансформаторы тока | TG 145-420 | 6 шт. |
| Счетчики электрической энергии | Альфа А1800 | 8 шт. |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 2 шт. |
| Сервер БД ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова» с ПО «АльфаЦЕНТР» | А^Е_20 | 1 шт. |
| Сервер БД АО «Атомэнергопромсбыт» с ПО «АльфаЦЕНТР» | АС_Ш | 1 шт. |
| Паспорт-формуляр | 58317473.411711.2009-04.ПС | 1 экз. |
| В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений |
Сведения о методах измерений
приведены в документе 58317473.411711.2009-04.МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии мощности ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова». Свидетельство об аттестации № 14-RA.RU.311468-2020 от 27.11.2020 г., выданное Обществом с ограниченной ответственностью «Оператор коммерческого учета», аттестат аккредитации RA.RU.311468 от 21.06.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
81672-21: Описание типа СИСкачать328.5 Кб