Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭЛАРА» второй очереди (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации времени УССВ-2 (далее УССВ-2) и программное обеспечение (далее - ПО) АльфаЦЕНТР.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные 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 преобразуются 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 поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов. Передача информации в заинтересованные организации осуществляется от сервера БД с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-2, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). УССВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ-2 более чем на ±1 с, пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации часов сервера БД и времени УССВ-2 не более ±1 с. Часы счетчиков синхронизируются от часов сервера БД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов
счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «ЭЛАРА» второй очереди используется ПО АльфаЦЕНТР версии 15.04.2001, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО АльфаТ ЦЕНТР обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО АльфаТ ЦЕНТР.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентифи кационные признаки | Значение |
Идентификационное наименование ПО | amrserver.exe | amrc.exe | amra.exe | cdbora2.dll | encryptdll.dll | alphamess.dll |
Номер версии (иденти-фикацион-ный номер) ПО | v. 4.9.4.0 | v. 4.9.8.2 | v. 3.22.2.0 | v. 4.9.1.0 | v. 2.0.0.0 | v.14.05.01 |
Цифровой идентификатор ПО | e5aa56528f5 298dccb0221 587ed16123 | 8b3f4357982 e070893895b 62b689a7e0 | b927d357f437 f275cb7b94ac 81ea624b | 7db1e41730 56a92e733ef ccfc56bc99e | 0939ce05295 fbcbbba400ee ae8d0572c | b8c331abb5e 34444170eee 9317d635cd |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-ЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаТЦЕНТР», зарегистрированы в Госреестре СИ РФ № 44595-10.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаТ 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 «АльфаТ ЦЕНТР».
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
ИКр е ме о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная по-грешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 | ТП №8/15 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш., Ввод 1 «МЕРИДИАН» | ТНШЛ-0,66 Кл. т. 0,5 2000/5 Зав. № 28262; Зав. № 30082; Зав. № 27258 | - | СЭТ-4ТМ.02М.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810102937 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,0 ±6,9 |
2 | ВРУ-0,4 кВ ОАО «ИНКОСТ», Ввод на с.ш. 0,4 кВ | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 095640; Зав. № 095643; Зав. № 095644 | - | ПСЧ-4ТМ.05МК.11 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 1124136607 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,0 ±6,9 |
3 | ТП №11 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш., ф.8 «СОЮЗ» | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 634791; Зав. № 634794; Зав. № 634797 | - | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 12063354 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,0 ±7,0 |
4 | ТП №11 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 с.ш., ф.44 «СОЮЗ» | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 054537; Зав. № 054538; Зав. № 054539 | - | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 12062495 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,0 ±7,0 |
5 | ТП №11 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш., ф.21 «СОЮЗ» | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 054533; Зав. № 054534; Зав. № 054535 | - | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 11062672 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,0 ±7,0 |
6 | ТП №11 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 с.ш., ф.40 «СОЮЗ» | Т-0,66 У3 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 054532; Зав. № 054536; Зав. № 054540 | - | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 12062471 | - | активная реактивная | ±1,0 ±2,4 | ±4,0 ±7,0 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Ином; ток (1,0 - 1,2) 1ном, частота -(50±0,15) Гц; cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды: ТТ - от плюс 15 до плюс 35 °C; счетчиков - от плюс
21 до плюс 25 °C; ИВК - от плюс 10 до плюс 30 °C;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ:
- параметры сети: диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент
мощности cosj(sinj) 0,5 - 1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50±0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин; диапазон силы вторичного тока - (0,01 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 - 1,0
(0,87 - 0,5); частота - (50±0,4) Гц;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа;
- температура окружающего воздуха:
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.02М.11 от минус 40 до плюс 60 °C;
- для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК.11 от минус 40 до плюс
60 °C;
- для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.02.2 от минус 40 до плюс 60 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,5 мТл.
- для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1, 2 от минус 40 до плюс 60 °C; для ИК № 3, 4, 5, 6 от минус 40 до плюс 55 °C.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ЭЛАРА» второй очереди порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.02М.11 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.11 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.02.2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.
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;
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-
нии:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭЛАРА» второй очереди типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
Трансформатор тока | ТНШЛ-0,66 | 47957-11 | 3 |
Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 52667-13 | 15 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02М.11 | 36697-08 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | ПСЧ-4ТМ.05МК.11 | 46634-11 | 1 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.02.2 | 20175-01 | 4 |
Устройство сихронизации системного времени | УССВ-2 | 54074-13 | 1 |
Программное обеспечение | АльфаТ ЦЕНТР | - | 1 |
Методика поверки | - | - | 1 |
Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 64572-16 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭЛАРА» второй очереди. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в апреле 2016 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02М.11 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145 РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» «04» декабря 2007 г.;
- счетчиков ПСЧ-4ТМ.05МК.11 - по документу «Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, согласованному с ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.02.2 - по документу «Счетчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087 РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованному с ГЦИ СИ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до -100%, дискретность 0,1%;
- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭЛАРА» второй очереди, аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № 01.00225-2011 от 29.06.2011 г.
Нормативные документы
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭЛАРА» второй очереди
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.