Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «АМКК» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного 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), измерительные трансформаторы напряжения (ТН) и многофункциональные счетчики активной и 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 с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР АС_РЕ_10», устройство синхронизации времени УСВ-3, автоматизированные рабочие места (АРМ).
Первичные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по вторичным цепям 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 от уровня ИВК в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в филиал АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоко-лом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с действующими требованиями к предоставлению информации.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УСВ-3, принимающим сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Погрешность часов УСВ-3 не более ±1 с. УСВ-3 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УСВ-3 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±1 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 секунд в сутки.
Факты коррекции времени с фиксацией даты и времени до и после коррекции часов счетчика, сервера сбора и БД отражаются в соответствующих журналах событий.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР АС_РЕ_10». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР АС РЕ 10»
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и наименование ИК | ТТ, (уст. фазы) | ы) з Д -е н н с (у | Счетчик | УССВ/Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ПС 110 кВ Алексеевка, ЗРУ 10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 1.10 | ТОЛ-СЭЩ-10 400/5 Кл. т. 0,5 S Рег. № 32139-06 (А, В, С) | НАЛИ-СЭЩ-10-1 (1) 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 38394-08 (А, В, С) | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 | УСВ-3 Рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R340 |
| 2 | ПС 110 кВ Алексеевка, ЗРУ 10 кВ, 3 СШ 10 кВ, яч. 3.11 | ТОЛ-СЭЩ-10 400/5 Кл. т. 0,5 S Рег. № 32139-06 (А, В, С) | НАМИТ-10 (2) 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 (А, В, С) | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18 |
ЦРП-1 10 кВ, ЗРУ 10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 16
ТПК-10
400/5 Кл. т. 0,5 Рег. № 22944-02 (А, С)
3
НАМИТ-10 (3) 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-02 (А, В, С)
ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 50460-18
УСВ-3 Рег. № 64242-16/ Dell PowerEdge R340
Пр имечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение, указанных в таблице 2, метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Допускается замена сервера на модель с аналогичными характеристиками.
4 (1) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 1.
5 (2) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 2.
6 (3) - Указанный трансформатор напряжения подключен к одному счетчику измерительного канала № 3.
7 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1, 2, 3 | Активная Реактивная | 1,1 2,7 | 3,7 6,0 |
| Примечания: 1 Характеристик погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая) |
| 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, |
| соответствующие вероятности Р = 0,95. | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество ИК | 3 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от Ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от 1 до 120 0,9 от +21 до +25 |
| 1 | 2 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности, еоБф | 0,5 инд до 0,8 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -45 до +40 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, °С | от -10 до +35 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 165000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСВ-3: | |
| среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервера: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 41000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: | |
| Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, | 113 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений обеспечивается резервированием каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика: параметрирования; пропадания напряжения; коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: электросчетчика;
испытательной коробки; сервера БД.
- защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использование цифровой
подписи);
установка пароля на счетчик; установка пароля на сервер БД.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТПК-10 | 2 |
| Трансформатор напряжения трехфазной антирезонансной группы | НАЛИ-СЭЩ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИТ-10 | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 3 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Сервер | Dell PowerEdge R340 | 1 |
| ПО | АльфаЦЕНТР АС PE 10 | 1 |
| Паспорт-формуляр | СЭ.2019.10.АСКУЭ.31-ПФ | 1 |
| Методика поверки | МП КЦСМ-172-2019 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП КЦСМ-172-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «АМКК». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Курский ЦСМ» 16.08.2019 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчик ПСЧ-4ТМ.05МК - по документу: ИЛГШ.411152.167РЭ1 «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 28.04.2016 г.;
- УСВ-3 - по документу: «Инструкция. Устройство синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000МП», утвержденным ФГУП «:ВНИИФТИ» в 2012 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ЗАО «АМКК». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 15/RA.RU.312287/2019.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
76439-19: Методика поверки МП КЦСМ-172-2019Скачать8.5 Мб