Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии "Ярославская бумага". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии "Ярославская бумага"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии «Ярославская бумага» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений. Количество измерительных каналов 3.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 31818.11-2012, ГОСТ 31819.22-2012 и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.23-2012, 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 с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР_РЕ_10», устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (УССВ), автоматизированное рабочее место (АРМ).

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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по GSM-каналу поступает на второй уровень системы (ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от ИВК АИИС КУЭ с использованием протоколов передачи данных TCP/IP.

Передача информации в ПАК АО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ, в территориальное РДУ и в иные заинтересованные организации осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 или иными в соответствии действующими требованиями к предоставлению информации.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации системного времени (УССВ), синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника, входящего в состав УССВ.

Корректировка часов на сервере происходит по сигналам от УССВ. Сличение часов сервера с часами УССВ осуществляется каждые 30 минут. Корректировка часов на сервере происходит при расхождении с временем УССВ более чем на ±1 с. Сличение часов счетчиков с часами сервера происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже 1 раза в сутки. Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении часов счетчиков и часов сервера БД более чем на ±2 с. Передача информации от счётчика электрической энергии до сервера реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют, не более, 0,2 с.

СОЕВ обеспечивает синхронизацию времени с точностью, не хуже ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР_РЕ_10», идентификационные данные которого указаны в таблице 1. ПО обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР_РЕ_10».

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕ

НТР РЕ 10»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

15.07.04

Цифровой идентификатор ПО

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

MD5

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР_РЕ_10» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

Но

мер

ИК

Наименование объекта учета

Состав ИК АИИС КУЭ

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Счетчик

электрической

энергии

Основная по-грешность, ± 5%

Погрешность в рабочих условиях, ± 5%

1

2

3

4

5

6

7

8

1

ТП «ЯрБумага» 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ,

1 с.ш. 6 кВ, яч. 11

ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Рег. № 47959-11

НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-12

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т.0^/1,0 Рег. № 46634-11

актив

ная

реак

тивная

1,1

2,7

3,4

6,0

1

2

3

4

5

6

7

8

2

ТП «ЯрБумага» 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ,

1 с. ш. 6 кВ, яч. 13

Т0Л-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 47959-11

НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-12

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т.0^/1,0 Рег. № 46634-11

актив

ная

реак

тивная

1,1

2,7

3,4

6,0

3

ТП «ЯрБумага» 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ,

2 с. ш. 6 кВ, яч. 16

Т0Л-10 Кл.т. 0,5 400/5 Рег. № 47959-11

НТМИ-6 У3 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 51199-12

ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т.0^/1,0 Рег. № 46634-11

актив

ная

реак

тивная

1,1

2,7

3,4

6,0

Примечания:

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой (при доверительной вероятности равной 0,95) относительной погрешности ИК.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3    Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

параметры сети: напряжение от 0,95Цн до 1,05Цн; ток от 1,01н до 1,21н; ео8ф=0,9инд.; частота (50±0,2) Гц;

температура окружающей среды: от плюс 21 до плюс 25 °С.

4    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

параметры сети: диапазон первичного напряжения от 0,9 Ин1 до 1,1Ин1; диапазон силы первичного тока от 0,051н1 до 1,21н1; коэффициент мощности еоБф (sin9) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С; относительная влажность воздуха, не более, 98 % при плюс 25 °С; атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

Для счетчиков электрической энергии:

параметры сети: диапазон вторичного напряжения 0,9 Цн2 до 1,Шн2; диапазон силы вторичного тока от 0,0Пн2 до 1,2!н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;

магнитная индукция внешнего происхождения, не более, 0,5 мТл; температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С; относительная влажность воздуха при плюс 30 °С, не более, 90 %; атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц; температура окружающего воздуха от минус 10 до плюс 50 °С; относительная влажность воздуха при плюс 25 °С, не более, 98 %; атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

5    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % !ном cosj=0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 до плюс 35 °С.

6    Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, какие приведены в таблице 2. Допускается замена сервера, УССВ на аналогичные. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов: электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.00 - среднее время наработки на отказ, не менее, Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности, не более, 1в = 2 ч;

УССВ-2 - среднее время наработки на отказ, не менее, Т = 74 500 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

сервер АИИС КУЭ - среднее время наработки на отказ, не менее, Т = 41 000 ч, среднее время восстановления работоспособности, не более, 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;

перерывы электропитания, с фиксацией времени пропадания и восстановления напряжения; коррекции времени в счетчике.

Защищённость применяемых компонентов:

механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчика электрической энергии;

промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

испытательной коробки;

сервера.

защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

счетчика электрической энергии;

сервера.

Возможность коррекции времени в:

счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации: о состоянии средств измерений;

о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

измерений 30 мин (функция автоматизирована); сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - 113 суток, при отключении питания, не менее, 5 лет;

сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений, не менее, 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Обозначение

Количество

Трансформаторы тока опорные

ТОЛ-10

6

Трансформаторы напряжения

НТМИ-6 У3

2

Счетчики электрической энергии многофункциональные

ПСЧ-4ТМ.05МК

3

Устройства синхронизации системного времени

УССВ-2

1

Сервер базы данных c ПО «АльфаЦЕНТР РЕ 10»

-

1

АРМ оператора

-

1

Методика поверки

-

1

Паспорт-формуляр

-

1

Руководство по эксплуатации

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 67653-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии «Ярославская бумага». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 27.03.2017 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;

по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений;

счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК.00 - в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 21.03.2011 г.;

устройства синхронизации системного времени УССВ-2 - в соответствии с документом ДЯИМ.468213.001МП «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17.05.2013 г.;

радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);

переносной компьютер с ПО и оптическим преобразователем для работы со счетчиками системы и 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 %, (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 22129-09).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии «Ярославская бумага»

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

Развернуть полное описание