Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП (далее - АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, контроля ее передачи и потребления за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, а также сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
периодический (I раз в 30 мин; I раз в сутки; и/или по запросу) автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных;
- передача в энергосбытовую компанию результатов измерений;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС
КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП включает в себя 8-мь измерительных каналов (ИК), состоящих из трансформаторов тока (ТТ) класса точности 0,5S по ГОСТ 77462001, трансформаторов напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счётчиков активной и реактивной электроэнергии типа ЕвроАльфа (Госреестр РФ № 16666-07) и Альфа А 1800 (Госреестр РФ № 31857-06) класса точности 0,5S/1.
Информационные каналы АИИС КУЭ организованы на базе информационновычислительного комплекса ИВК «Альфа-Центр» (Госреестр РФ № 20481-00), включающего в себя сервер, каналообразующую аппаратуру и программное обеспечение ПО Альфа-Центр. В состав системы включены устройство сбора и передачи данных (УСПД) типа RTU325 (Госреестр РФ № 37288-08) и устройство синхронизации системного времени (УССВ), подключенное к серверу.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков электрической энергии.
Счетчики производят измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения и тока и рассчитывает полную мощность.
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.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывает полную мощность S = U*I. 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 поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение полученной информации и передача накопленных данных на сервер системы.
АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования на базе GPS - приемника типа УССВ 35-HVS, подключенного к серверу, синхронизация часов которого происходит при наличии расхождения с часами УССВ.
Коррекция времени УСПД осуществляется со стороны сервера во время опроса при расхождении времени УСПД - сервер ±2с. Сличение времени счётчиков с временем УСПД осуществляется при каждом опросе, коррекция времени выполняется при расхождении времени УСПД - счётчик ±2с.
Надежность системных решений обеспечена резервированием питания счетчиков и УСПД; резервированием каналов связи, регистрацией событий в журналах счётчиков и УСПД.
Защищённость применяемых компонентов обеспечена механической защитой от несанкционированного доступа и пломбированием электросчётчиков, УСПД и промежуточных клеммников. Защита информации на программном уровне - установкой пароля на счетчики, УСПД, сервер.
Обеспечена глубина хранения информации - в электросчетчиках не менее 35 суток, в УСПД - не менее 35 суток, сервере - не менее 3,5 лет.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП приведен в Таблице 1.
Таблица 1
| № ИК | Наименование (Номер точки учета) | Средства измерений |
| Вид, тип, номера Госреестра СИ | Технические характеристики |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | ПС-503, ЗРУ-10кВ ВВОД-1 (Wh1) | ТТ ТПОЛ-10 (3 шт.) №1261-08 | Ктт=1000/5 Кл. т. 0,5 S № 1849 (фаза А) № 1676 (фаза в) № 1445 (фаза С) |
| ТН НАМИТ-10-2 УХЛ2 № 16687-07 | Ктн=10000/100 Кл. т. 0,5 № 0822 |
| Счетчик электроэнергии A1805RAL-P4GB-DW-4 № 31857-06 | Кл. т 0,5S/1 100В; 5А № 011 96 523 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 2 | ПС-503, ЗРУ-10кВ ВВОД-2 (Wh2) | ТТ ТПОЛ-10 (3 шт.) №1261-08 | Ктт=1000/5 Кл. т. 0,5 S № 2219 (фаза А) № 2218 (фаза В) № 2220 (фаза С) |
| ТН НАМИТ-10-2 УХЛ2 № 16687-07 | Ктн=10000/100 Кл. т. 0,5 № 0821 |
| Счетчик электроэнергии A1805RAL-P4GB-DW-4 № 31857-06 | Кл. т 0,5S/1 100В; 5А № 011 96 524 |
| 3 | ПС-503, яч. 19 (Wh3) | ТТ ТОЛ-10 (3 шт.) № 38395-08 | Ктт=150/5; Кл. т. 0,5 S № 0910109 (фаза А) № 0910115 (фаза В) № 0910116 (фаза С) |
| ТН НАМИТ-10-2 УХЛ2 № 16687-07 | Ктн=10000/100 Кл. т. 0,5 № 0822 |
| Счетчик электроэнергии A1805RAL-P4G-DW-4 № 31857-06 | Кл. т 0,5S/1 100В; 5А № 011 96 196 |
| 4 | ПС-503, яч. 24 (Wh4) | ТТ ТОЛ-10 (3 шт.) №38395-08 | Ктт=150/5 Кл. т. 0,5 S; № 0910111 (фаза А) № 0910108 (фаза В) № 0910110 (фаза С) |
| ТН НАМИТ-10-2 УХЛ2 № 16687-07 | Ктн=10000/100 Кл. т. 0,5 № 0821 |
| Счетчик электроэнергии: A1805RAL-P4G-DW-4 № 31857-06 | Кл. т 0,5S/1 100В; 5А № 011 96 197 |
| 5 | ПС-503, яч. 18 (Wh5) | ТТ ТОЛ-10 (3 шт.) №38395-08 | Ктт=300/5 Кл. т. 0,5 S; № 0930016 (фаза А) № 0930013 (фаза В) № 0930020 (фаза С) |
| ТН НАМИТ-10-2 УХЛ2 № 16687-07 | Ктн=10000/100 Кл. т. 0,5 № 0821 |
| Счетчик электроэнергии A1805RALXQV-P4GB-DW-4 № 31857-06 | Кл. т 0,5S/1 100В; 5А № 012 00 574 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 6 | ПС-503, яч. 23 (Wh6) | ТТ ТОЛ-10 (3 шт.) № 38395-08 | Ктт=300/5 Кл. т. 0,5 S; № 0930017 (фаза А) № 0930011 (фаза в) № 0930019 (фаза С) |
| ТН НАМИТ-10-2 УХЛ2 № 16687-07 | Ктн=10000/100 Кл. т. 0,5 №0822 |
| Счетчик электроэнергии A1805RALXQV-P4GB-DW-4 № 31857-06 | Кл. т 0,5S/1 100В; 5А № 012 00 573 |
| 7 | ПС-503, яч. 25 (Wh8) | ТТ ТОЛ-10-I №15128-07 | Ктт=75/5 Кл. т. 0,5 S; № 31633 (фаза А) № 32758 (фаза в) № 32759 (фаза С) |
| ТН НАМИТ-10-2 УХЛ2 № 16687-07 | Ктн=10000/100 Кл. т. 0,5 № 0822 |
| Счетчик электроэнергии EA05RAL-B-4 № 16666-07 | Кл. т 0,5S/1 100В; 5А № 011 666 98 |
| 8 | ПС-503, яч. 22 (Wh9) | ТТ ТОЛ-10-I №15128-07 | Ктт=75/5 Кл. т. 0,5 S; № 23265 (фаза А) № 23331 (фаза в) № 31632 (фаза С) |
| ТН НАМИТ-10-2 УХЛ2 № 16687-07 | Ктн=10000/100 Кл. т. 0,5 № 0821 |
| Счетчик электроэнергии EA05RAL-B-4 Г/р СИ РФ № 16666-07 | Кл. т 0,5S/1 100В; 5А № 011 676 84 |
| УСПД RTU325 № 37288-08 | №002526 |
Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в порядке, установленном в ФГУП НИИКИ ОЭП. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП как его неотъемлемая часть.
Программное обеспечение
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП, приведены в таблице 2.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «Альфа-Центр», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Альфа-Центр».
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименовани е файла | Номер версии программног о обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа ЦЕНТР» PE | Программа -планировщик опроса и передачи данных | Amrserver.exe | 3.19.3.0 | a8647df1bf210b fa14395cab0ea2 4968 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Атгс.ехе | 3.19.4.0 | c2f76626e3ebb 71c647ee6b63a 2735ce |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 3.19.4.0 | d7b2a65b053f7 b00965f07e962 e0aaee |
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 3.19.2.0 | 5d8c1bbb486f5 cc2d62004a839 d14295 |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700,A1140 | encryptdll.dll | 2.0.0.0 | 0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | Нет сведений | b8c331abb5e34 444170eee9317 d635cd |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ3286-2010: С.
Метрологические и технические характеристики
Основные технические и метрологические характеристики АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП приведены в таблицах 3-5.
Таблица 3 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение характеристики | Примечания |
| Количество измерительных каналов | 8 | |
| Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 10 | ИК 1-8 |
| Наименование характеристики | Значение характеристики | Примечания |
| Отклонение напряжения от номинального, % | ±10 | В рабочих условиях. По результатам предпроектного обследования объекта |
| Номинальные значения первичных токов ТТ в измерительных каналах, А | 75 150 300 1000 | ИК 7,8 ИК 3,4 ИК 5,6 ИК 1,2 |
| Диапазон изменения тока, % от номинального | от 2 до 120 | ИК 1-8 В рабочих условиях. По результатам предпроектного обследования объекта |
| Диапазон изменения коэффициента мощности | от 0,5 до 1,0 | В рабочих условиях. По результатам предпроектного обследования объекта |
| Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: трансформаторы тока, напряжения; счетчики; УСПД | от плюс 5 до плюс 35 от плюс 5 до плюс 35 от плюс 5 до плюс 35 | ИК 1-8 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности хода часов, с/сутки | ±5 | С учетом коррекции по GPS |
| Пределы допускаемого значения разности показаний часов компонентов, с | ±5 | С учетом внутренней коррекции времени в системе |
| Срок службы, лет: трансформаторы напряжения, тока электросчетчики УСПД | 25 30 15 | В соответствии с технической документацией завода-изготовителя |
Таблица 4 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной электрической энергии и мощности для рабочих условий эксплуатации______
| № ИК | Значение cos9 | для диапазона 2%<I/In <5% | для диапазона 5%<I/In<20% | для диапазона 20%<I/In<120% |
| 1-8 | 1 | ±2,2 | ±1,3 | ±1,2 |
| 0,9 | ±2,6 | ±1,5 | ±1,3 |
| 0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,7 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,5 |
Таблица 5 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения реактивной электрической энергии и мощности для рабочих условий эксплуатации_____
| № ИК | Значение cos9 /(sinD) | для диапазона 2%<I/In< 5% | для диапазона 5%<I/In<20% | для диапазона 20%<I/In<120% |
| 1-8 | 0,9/(0,4) | ±6,9 | ±4,4 | ±3,6 |
| 0,8/(0,6) | ±5,1 | ±3,7 | ±3,1 |
| 0,5/(0,9) | ±3,6 | ±2,7 | ±2,5 |
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским или иным способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, методика поверки.
Поверка
осуществляется по документу МП-2203-0207-2011 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в феврале 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН по ГОСТ 8.216-88 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
-счетчики Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» в 2006 г;
- счетчики ЕвроАльфа — в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в 2007 г.;
- УСПД RTU325 - по документу «Устройство сбора и передачи данных RTU325 и RTU325L. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2008 г.
Радиочасы МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
«Методика измерений электроэнергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ФГУП НИИКИ ОЭП, аттестованная ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева»
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»,
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации к применению
