Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПКС» на присоединении ПС-3П ДСК 6 кВ, яч.13 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» Карельское РДУ, ОАО «ФСК ЕЭС» Карельское предприятие МЭС в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационный комплекс (ИИК) АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-ый уровень - измерительный трансформатор напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер базы данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), устройство синхронизации системного времени (УССВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ ИВК представляет собой персональный компьютер, на котором установлено ПО Windows 2003, подключённый к ЛВС предприятия и считывающий данные об энергопотреблении с сервера.
В качестве СБД используется сервер IBM x Series 346.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) 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, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- 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 системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- формирование журналов событий счетчиков.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством линий связи RS - 485 поступает в в СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) «Альфа Центр» осуществляет сбор, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» Карельское РДУ, ОАО «ФСК ЕЭС» Карельское предприятие МЭС в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков и СБД.
Синхронизация часов СБД и УССВ осуществляется непрерывно, от УССВ-35HVS производства ООО «Эльстер Метроника», реализованного на базе GPS-приемника модели GPS 35 HVS, которое осуществляет прием сигналов точного времени системы GPS.
Сравнение показаний часов счетчиков и СБД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки, синхронизация производится не зависимо от расхождения показаний часов счетчиков и СБД.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Альфа Центр».
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспече- | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора про- |
| ПО «Альфа Центр» | Оконная форма Аль-фацентр | ifrun60.EXE | 11.07.01.01 | 0e90d5de7590bbd8 9594906c8df82ac2 | MD5 |
| Коммуникатор Альфацентр | trtu.exe | 3.29.3 Л | cb709a2cf20bf55e8 a25b8323d4907e5 |
ПК ИВК «Альфа Центр» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «ПКС» на присоединении ПС-3П ДСК 6 кВ, яч.13.
лист № 3
Всего листов 6
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «ПКС» на присоединении ПС-3П ДСК 6 кВ, яч.13 от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационного комплекса АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| № ИИК | Диспетчерское наименование точки учета | Состав измерительно-информационного комплекса | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электроэнергии | Сервер сбора данных (СБД) |
| 1 | ПС-3П ДСК 6 кВ, яч.13 | ТПФ Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Зав № 87649 Госреестр № 517-50 ТПФМ Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Зав № 99594 Госреестр № 814-53 | НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Зав.№1058 Госреестр № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03 Кл.т.0,28/0,5 Зав.№ 0108060197 Госреестр №2752404 | IBM x Series 346 | Активная Реактивная |
Таблица 3
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электри- |
| ческой энергии в | рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cos ф | §5 %, I5— I изм< I 10 % | §10 %, I10 %— I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %— I изм< I 100 % | §100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 37 | 1,0 | ± 1,9 | ± 1,6 | ± 1,2 | ± 1,0 |
| 0,8 | ± 2,9 | ± 2,5 | ± 1,7 | ± 1,4 |
| ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,28 |
| 0,5 | ± 5,5 | ± 4,6 | ± 3,0 | ± 2,3 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной |
| электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИ | [С КУЭ |
| Номер ИИК | cos ф | §5 %, I5— I изм< I 10 % | §10 %, I10 %— I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %— I изм< I 100 % | §100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 37 | 0,8 | ± 4,5 | ± 3,8 | ± 3,0 | ± 2,0 |
| ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,5 | 0,5 | ±2,7 | ± 2,3 | ± 1,6 | ± 1,4 |
Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение переменного тока от 0,98^ином до 1,02 •ином;
• сила переменного тока от 1ном до 1,2^1ном, cos9=0,9 инд;
• температура окружающей среды:для ИИК №37 от плюс 5 до плюс 35°С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение переменного тока от 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;
• сила переменного тока для от 0,05^1ном до 1,2^1ном;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств изме
рений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4
| № п/п | Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 | Трансформатор тока | ТПФ | 1 |
| 2 | Трансформатор тока | ТПФМ | 1 |
| 3 | Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 1 |
| 4 | Электросчетчик | СЭТ-4ТМ.03 | 1 |
| 5 | Сервер | Сервер IBMx Series 346 | 2 |
| 6 | Специализированное программное обеспечение | «Альфа Центр» | 1 |
| 7 | Методика поверки | МП 1373/446 - 2012 | 1 |
| 8 | Формуляр-паспорт | 06.2006. ПКС-АУ. ФО-ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1373/446 - 2012 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПКС» на присоединении ПС-3П ДСК 6 кВ, яч.13. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Рос-тест-Москва» в августе 2012 года.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус - 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе: 05.2011.ПКС-АУ.МИ «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПКС». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 1113/446-01.00229-2012 от 24 августа 2012 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
