Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО НПК «Северная Заря» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО НПК «Северная Заря», сбора, обработки, хранения полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного рынка электрической энергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс точек измерения, включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ),
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН),
- счетчики электрической энергии многофункциональные.
2 -й уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД) на базе RTU325T-E2-M4-B-IN120-D20, приемник сигналов спутникового времени (устройство синхронизации системного времени 16 HVS).
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:
- автоматизированное рабочее место АИИС КУЭ ОАО НПК «Северная Заря» (далее АРМ),
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура),
- программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U-I.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (u) и тока (i) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (р) 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 проводной линии связи поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение полученной информации и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа организациям-участникам розничного рынка электрической энергии к накопленной информации по коммутируемой телефонной линии.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники розничного рынка электрической энергии осуществляется от УСПД по коммутируемым линиям телефонной сети общего пользования (ТФОП) и сети стандарта GSM.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УСПД и приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы компонентов системы (сервер, УСПД, счетчики) синхронизированы с часами приемника. Сличение часов УСПД, сервера и счетчиков с часами приемника не реже одного раза в 30 минут, корректировка происходит при расхождении ±2 с. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с. Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| № ИК | Наименование присоединения | Тип, технические и метрологические характеристики, стандарт, номер Государственного реестра СИ и заводской номер | Наименование измеряемой величины |
| ТТ | ТН | счетчик | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ТП-2057, РУ6кВ, яч.№6 | ТПЛ-10-М У2, 300/5; ГОСТ 7746-2001 класс точности 0,5S; Госреестр СИ № 22192-07 зав.№ 6245 зав.№ 6309 зав.№ 6311 | ЗНОЛ.06-6 У3, 6000/^3/100^3; ГОСТ 1983, класс точности 0,5; Госреестр СИ № 3344-08 зав.№ 897 зав.№ 1870 зав.№ 1881 | Альфа А1800, A1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (Гмакс) = 5(10) А; Шом =3x57,7/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06; Заводской номер: 01175376 | RTU 325Т-Е2-M4-B-IN120-D20 Госреестр СИ № 44626-10 зав.№ 005233 | Активная и реактивная электрическая энергия и мощность |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 2 | ТП-2057, РУ6кВ, яч.№17 | ТПЛ-10-М У2, 300/5; ГОСТ 7746-2001 класс точности 0,5S; Госреестр СИ № 22192-07 зав.№ 6246 зав.№ 6244 зав.№ 6308 | ЗНОЛ.06-6 У3, 6000/^3/100^3; ГОСТ 1983, класс точности 0,5; Госреестр СИ № 3344-08 зав.№ 1828 зав.№ 1818 зав.№ 1879 | Альфа А1800, A1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (Тмакс) = 5(10) А; ином =3x57,7/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06; Заводской номер: 01177392 | RTU 325Т-Е2-M4-B-IN120-D20 Госреестр СИ № 44626-10 зав.№ 005233 | Активная и реактивная электрическая энергия и мощность |
| 3 | ТП-7956, РУ6кВ, сек.№1 | ТПЛ-10-М У2, 200/5; ГОСТ 7746-2001 класс точности 0,5S; Госреестр СИ № 22192-07 зав.№ 6239 зав.№ 6237 зав.№ 6243 | ЗНОЛ.06-6 У3, 6000/^3/100^3; ГОСТ 1983, класс точности 0,5; Госреестр СИ № 3344-08 зав.№ 22221 зав.№ 18751 зав.№ 18756 | Альфа А1800, A1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (Тмакс) = 5(10) А; ином =3x57,7/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06; Заводской номер: 01175369 |
| 4 | ГРЩ-0,4кВ | ТШП-0.66 У3, 400/5 ГОСТ 7746-2001 класс точности 0,5S; Госреестр СИ № 15173-06 зав.№ 8174820 зав.№ 8174867 зав.№ 8174847 | - | Альфа А1800, A1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (Тмакс) = 5(10) А; ином =3x220/380 В; класс точности: по активной энергии -0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06; Заводской номер: 01193106 |
| 5 | ТП-7956, РУ6кВ, сек.№2 | ТПЛ-10-М У2, 200/5; ГОСТ 7746-2001 класс точности 0,5S; Госреестр СИ № 22192-07 зав.№ 6240 зав.№ 6241 зав.№ 6242 | ЗНОЛ.06-6 У3, 6000/^3/100^3; ГОСТ 1983, класс точности 0,5; Госреестр СИ № 3344-08 зав.№ 1738 зав.№ 1764 зав.№ 1873 | Альфа А1800, A1805RAL-P4G-DW-4; Тном (Тмакс) = 5(10) А; ином =3x57,7/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06; Заводской номер: 01177392 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | ТП-2134, РУ6кВ, яч.№3 | ТПЛ-10-М У2, 75/5; ГОСТ 7746-2001 класс точности o,5S; Госреестр СИ № 22192-07 зав.№ 6136 зав.№ 6135 зав.№ 5061 | ЗНОЛ.06-6 У3, 6000/^3/100^3; ГОСТ 1983, класс точности 0,5; Госреестр СИ № 3344-08 зав.№ 22223 зав.№ 21342 зав.№ 18758 | Альфа А1800, A1805RAL-P4G-DW-4; 1ном (1макс) = 5(10) А; ином =3x57,7/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06; Заводской номер: 01175390 | RTU 325Т-Е2-M4-B-IN120-D20 Госреестр СИ № 44626-10 зав.№ 005233 | Активная и реактивная электрическая энергия и мощность |
| 7 | ТП-2134, РУ6кВ, яч.№6 | ТПЛ-10-М У2, 75/5; ГОСТ 7746-2001 класс точности 0,5S; Госреестр СИ № 22192-07 зав.№ 6106 зав.№ 4938 зав.№ 6137 | ЗНОЛ.06-6 У3, 6000/^3/100^3; ГОСТ 1983, класс точности 0,5; Госреестр СИ № 3344-08 зав.№ 1885 зав.№ 1834 зав.№ 1872 | Альфа А1800, A1805RAL-P4G-DW-4; Ihom (Тмакс) = 5(10) А; Uhom =3x57,7/100 В; класс точности: по активной энергии -0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0 ГОСТ 26035-83; Госреестр СИ № 31857-06; Заводской номер: 01175368 |
Примечание:
Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦентр» осуществляет автоматический параллельный опрос счетчиков электрической энергии с использованием различных типов каналов связи и коммуникационного оборудования, расчет электрической энергии с учетом временных зон, нахождение максимумов мощности для каждой временной (тарифной) зоны, представление данных для анализа в табличном и графическом виде.
ПО «АльфаЦЕНТР» внесено в Государственный реестр средств измерений РФ в составе комплексов измерительно-вычислительных для учета электрической энергии «Альфа ЦЕНТР» под № 44595-10.
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа ЦЕНТР» | программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) | Amrserver.ex e | 3.19.0.0 | 1EDC36B87CD0C14 15A6E2E5118520E65 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | 3.19.1.0 | 070383BE8A5BC641 666103C81C1ADAD E |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 3.19.1.0 | 1F8DF0CBE93D632 B7C6BDEA100B008 67 |
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 3.19.0.0 | 32F0D6904C39F9F48 936D1BB9822EC83 |
| библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll.dll | 2.0.0.0 | 0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | Нет данных | b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd |
Технические характеристики
Количество ИК коммерческого учета 7
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ 0,4 (ИК4)
6 (ИК 1 - ИК 3,
ИК 5 - ИК 7)
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А 75 (ИК 6 - ИК 7)
200 (ИК 3 - ИК 5)
300 (ИК 1 - ИК 2)
400 (ИК 4)
Рабочие условия эксплуатации:
- напряжение
(0,80 - 1,20) ином (0,01 - 1,2) 1ном 0,5 < cos9 < 1
от 5 до 35
±5
- ток
- коэффициент мощности, cos9
- температура окружающей среды, °С
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ОАО НПК «Северная Заря» приведены в табл. 3.
Таблица 3
| № ИК | Наименование присоединения | Значение cos<p | 1%1ном < 1<5%1ном | 5%1ном < 1<20%1ном | 20%1ном < 1<100%1н„ | 100%1ном < 1<120%1ном |
| Активная энергия |
| 1 | ТП-2057, РУ6кВ, яч.№6 | | | | | |
| 2 | ТП-2057, РУ6кВ, яч.№17 | | | | | |
| 3 | ТП-7956, РУ6кВ, сек.№1 | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 5 | ТП-7956, РУ6кВ, сек.№2 |
| 6 | ТП-2134, РУ6кВ, яч.№3 | | | | | |
| 7 | ТП-2134, РУ6кВ, яч.№6 | | | | | |
| 4 | ГРЩ-0,4кВ | 1,0 | ±2,3 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| № ИК | Наименование присоединения | Значение cos<p | 1%1ном < 1<5%1ном | 5%1ном < 1<20%1ном | 20%1ном < 1<100%1ном | 100%1ном < 1<120%1ном |
| 1 2 3 5 6 7 | ТП-2057, РУ6кВ, яч.№6 ТП-2057, РУ6кВ, яч.№17 ТП-7956, РУ6кВ, сек.№1 ТП-7956, РУ6кВ, сек.№2 ТП-2134, РУ6кВ, яч.№3 ТП-2134, РУ6кВ, яч.№6 | 0,8 | ±3,3 | ±2,3 | ±1,9 | ±1,9 |
| 4 | ГРЩ-0,4кВ | 0,8 | ±3,2 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,7 |
| 1 2 3 5 6 7 | ТП-2057, РУ6кВ, яч.№6 ТП-2057, РУ6кВ, яч.№17 ТП-7956, РУ6кВ, сек.№1 ТП-7956, РУ6кВ, сек.№2 ТП-2134, РУ6кВ, яч.№3 ТП-2134, РУ6кВ, яч.№6 | 0,5 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,7 | ±2,7 |
| 4 | ГРЩ-0,4кВ | 0,5 | ±5,6 | ±3,2 | ±2,4 | ±2,4 |
| Реактивная энергия |
| 1 2 3 5 6 7 | ТП-2057, РУ6кВ, яч.№6 ТП-2057, РУ6кВ, яч.№17 ТП-7956, РУ6кВ, сек.№1 ТП-7956, РУ6кВ, сек.№2 ТП-2134, РУ6кВ, яч.№3 ТП-2134, РУ6кВ, яч.№6 | 0,8 | ±9,0 | ±3,7 | ±2,6 | ±2,5 |
| 4 | ГРЩ-0,4кВ | 0,8 | ±9,0 | ±3,6 | ±2,4 | ±2,3 |
| 1 2 3 5 6 7 | ТП-2057, РУ6кВ, яч.№6 ТП-2057, РУ6кВ, яч.№17 ТП-7956, РУ6кВ, сек.№1 ТП-7956, РУ6кВ, сек.№2 ТП-2134, РУ6кВ, яч.№3 ТП-2134, РУ6кВ, яч.№6 | 0,5 | ±6,4 | ±2,9 | ±2,1 | ±2,1 |
| 4 | ГРЩ-0,4кВ | 0,5 | ±6,4 | ±2,8 | ±2,0 | ±2,0 |
Примечание: В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;
- ТТ, ТН - средний срок службы не менее 30 лет;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, средний срок службы 30 лет.
Надежность системных решений:
- резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью устройства АВР;
- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
- счетчиками электрической энергии:
o попыток несанкционированного доступа;
o связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;
o коррекции текущих значений времени и даты;
o отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
o перерывов питания;
o самодиагностики (с записью результатов);
- УСПД:
o попыток несанкционированного доступа;
o связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;
o перезапуска УСПД;
o коррекции текущих значений времени и даты;
o перерывов питания;
o самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательных клеммных коробок;
- УСПД;
- АРМ.
Защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер;
- возможность использования цифровой подписи при передачи данных.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;
- УСПД - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях по каждому ИК не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - не менее 5 лет;
- сервер АРМ - хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО НПК «Северная Заря».
Комплектность
| Наименование | Кол-во |
| Трансформатор тока ТПЛ-10-М У2 | 18 |
| Трансформатор тока ТШП-0,66 У3 | 6 |
| Трансформатор напряжения ЗНОЛ.06.-6У3 | 18 |
| Счетчик электрической энергии электронный «АЛЬФА А1800» A1805RAL-P4G-DW-4 | 7 |
| Устройство синхронизации системного времени (УССВ) 16 HVS | 1 |
| Сотовый модем Siemens TC35 | 1 |
| Модем US Robotics Courier | 1 |
| Методика измерений Арх. № 27-03-2007-315-МВИ | 1 |
| Методика поверки 432-073-2012 | 1 |
| Паспорт | 1 |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 |
Поверка
осуществляется по документу 432-073-2012 МП «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО НПК «Северная Заря». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Тест-С.-Петербург» 27.02.2012 г.
Перечень эталонов, применяемых при поверке:
- средства поверки трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- средства поверки трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- средства поверки счетчиков электрической энергии типа Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;
- радиочасы МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе 27-03-2007-315-МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО НПК «Северная Заря». Свидетельство об аттестации МИ № 01.00292.432.00139-2010 от 27.12.2010.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. 432-073-2012 МП «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО НПК «Северная Заря». Методика поверки».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
