Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КНПЗ-КЭН» (далее - 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, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по 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 - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных ЯТи-327Ь (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ-2) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) ЗАО «КНПЗ-КЭН», включающий в себя сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру и АРМ энергосбытовой организации - субъкта оптового рынка, подключенный к базе данных ИВК ЗАО «КНПЗ-КЭН» при помощи удаленного доступа по сети Internet.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех 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 входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ осуществляется от АРМ энергосбытовой организации по сети Internet в автоматическом режиме с использованием ЭЦП. АРМ энергосбытовой организации раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-2, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УССВ-2 не более ±1 с. УССВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД. Коррекция часов УСПД проводится при расхождении часов УСПД и времени УССВ-2 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражает: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД и УСПД 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 используется ПО «АльфаЦЕНТР» версии 14.05, в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Идентифика ционные признаки | Значение |
Идентифика ционное наименование ПО | amrserver.exe | amrc.exe | amra.exe | cdbora2.dll | encryptdll.dll | alphamess.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | v. 4.9.8.1 |
Цифровой идентификатор ПО | 582b756b20 98a6dabbe52 eae57e3e239 | b3bf6e3e510 0c068b9647d 2f9bfde8dd | 764bbe1ed878 51a0154dba88 44f3bb6b | 7dfc3b73d1d 1f209cc4727 c965a92f3b | 0939ce05295 fbcbbba400e eae8d0572c | b8c331abb5e 34444170eee 9317d635cd |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений под № 44595-10.
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», 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 «АльфаЦЕНТР».
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 1-го и 2-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
о, е ме о К | Наименование объекта | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счётчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 | ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1 | ТФМ-110 II У1 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 1475; Зав. № 1592; Зав. № 1590 | НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000/V3:100/V3 Зав. № 1481562; Зав. № 1481560; Зав. № 1481566 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804101140 | RTU-327L Зав. № 010751 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
2 | ТП «НПЗ» 110/6 кВ, 0РУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2 | ТФМ-110 II У1 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 1583; Зав. № 1677; Зав. № 1594 | НКФ-110-57 Кл. т. 0,5 110000/V3:100/V3 Зав. № 1481565; Зав. № 1481564; Зав. № 1481561 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804101120 | RTU-327L Зав. № 010751 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
3 | ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.3 («НГО-3») | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 49143; ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 86931 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2507 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0802146348 | RTU-327L Зав. № 010751 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
4 | ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.9 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 53792; Зав. № 55661 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2507 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804101147 | RTU-327L Зав. № 010751 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
5 | ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.11 («НПЗ-11») | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 5925; Зав. № 5914 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2507 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812123228 | RTU-327L Зав. № 010751 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
6 | ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.12 («НПЗ-12») | ТПОЛ-10 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 2908; Зав. № 5919 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2507 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812123221 | RTU-327L Зав. № 010751 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
7 | ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 1 с.ш. 6 кВ, яч.22 | ТЛК-10-5 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 08321; Зав. № 08540 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 2507 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804101231 | RTU-327L Зав. № 010751 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
8 | ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.30 | ТЛК-10-5 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 08320; Зав. № 08519 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7082 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0804101133 | RTU-327L Зав. № 010751 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
9 | ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.33 («НГО-33») | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 78509; ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 86289 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7082 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812123590 | RTU-327L Зав. № 010751 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
10 | ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.35 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 1941; Зав. № 1515 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7082 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0803131115 | RTU-327L Зав. № 010751 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
11 | ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.39 («НПЗ-39») | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 43392; Зав. № 44623 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7082 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812123136 | RTU-327L Зав. № 010751 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
12 | ТП «НПЗ» 110/6 кВ, ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч.41 («НПЗ-41») | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 91549; Зав. № 91551 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7082 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812123234 | RTU-327L Зав. № 010751 | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±4,1 ±7,1 |
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. Погрешность в рабочих условиях указана для cosj=0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК № 1 - 12 от минус 40 до плюс 60 °C.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, УСПД на однотипный утвержденного типа.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики | Значение |
Количество измерительных каналов | 12 |
Нормальные условия: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином | от 98 до 102 |
- ток, % от 1ном | от 100 до 120 |
- частота, Гц | от 49,85 до 50,15 |
- коэффициент мощности cosj | 0,9 |
- температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
параметры сети: | |
- напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
- ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
- коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
- частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
- температура окружающей среды в месте расположения | |
электросчетчиков, °С: | от -40 до +65 |
- температура окружающей среды в месте расположения сервера, °С | от +10 до +30 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
Электросчетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее: - СЭТ-4ТМ.03М.01 | 140000 |
- СЭТ-4ТМ.03М.01 | 165000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч УСПД: | 2 |
- среднее время наработки на отказ не менее, ч | 40000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: | 2 |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: | |
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
направлениях, сутки, не менее | 114 |
- при отключении питания, лет, не менее | 40 |
УСПД: | |
- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за | |
месяц по каждому каналу, суток, не менее | 45 |
- сохранение информации при отключении питания, лет, | |
не менее | 10 |
Сервер: | |
- хранение результатов измерений и информации состояний | |
средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КНПЗ-КЭН» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Наименование | Тип | Рег. № | Количество, шт. |
Трансформатор тока | ТФМ-110 II У1 | 16023-97 | 6 |
Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 1276-59 | 6 |
Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2363-68 | 6 |
Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 1261-59 | 4 |
Трансформатор тока | ТЛК-10-5 | 9143-01 | 4 |
Трансформатор напряжения | НКФ-110-57 | 14205-94 | 6 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2611-70 | 2 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-08 | 5 |
Счётчик электрической энергии многофункциональный | СЭТ-4ТМ.03М.01 | 36697-12 | 7 |
Устройство сбора и передачи данных | RTO-327L | 41907-09 | 1 |
Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 54074-13 | 1 |
Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | - | 1 |
Сервер БД | HP ProLiant ML110 | - | 1 |
Методика поверки | МП 206.1-046-2017 | - | 1 |
Паспорт-Формуляр | - | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-046-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КНПЗ-КЭН». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 03 марта 2017 г. Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М.01 - 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 СЭТ-4ТМ.03М.01 - 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» мая 2012 г.;
- УСПД RXU-327L - по документу «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», согласованному с ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- УССВ-2 - по документу МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 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%;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КНПЗ-КЭН», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «КНПЗ-КЭН»
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