Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 110/20 кВ «Яндекс» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения электрической энергии, потребляемой объектами ООО «Яндекс ДЦ Владимир», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) и другими внешними пользователями. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в сутки) 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 в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
1-й уровень- измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,2S по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,2 по ГОСТ 1983-01, многофункциональные микропроцессорные счетчики электрической энергии A1802RALXQV-P4-GB-DW-4 (ГР № 31857-11) класса точности (КТ) 0,2S/0,5 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (2 точки измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), выполняющий функции измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий сервер HP Proliant DL20 Gen9 (сервер БД), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированное рабочее место (АРМ) энергосбытовой организации- субъекта оптового рынка, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (ГР № 64242-16), устройство бесперебойного питания сервера (UPS), коммуникационное оборудование, программное обеспечение «Альфа! ЦЕНТР».
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 преобразуют 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 через коммуникационное оборудование поступает на сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Сервер подключается к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации всем заинтересованным субъектам осуществляется в соответствии с согласованным сторонами регламентом. Передача информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС», с использованием электронной подписи (ЭП), осуществляется с АРМ энергосбытовой организации - субъекта оптового рынка или сервера БД.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени УСВ-3, установленного на уровне ИВК. Устройство синхронизации системного времени включает в себя GPS-приемник, принимающий сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования 1 раз в час. Часы сервера АИИС КУЭ синхронизированы со временем GPS-приемника, корректировка часов севера АИИС КУЭ выполняется при расхождении часов сервера и GPS-приемника на ±1 с. Сверка часов счетчиков АИИС КУЭ с часами сервера происходит при каждом опросе, при расхождении часов счетчиков с часами сервера на ±1 с выполняется их корректировка. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ на уровне ИВК установлено программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», которое базируется на принципах клиент-серверной архитектуры и обеспечивает соблюдение принципов взаимодействия открытых систем. В качестве СУБД используется ORACLE Personal Edition 11. Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) программного обеспечения ПО «АльфаЦЕНТР»_
| Идентификационные данные (признаки) | Значения |
| 1 | 2 |
| Наименование ПО | ПО "Альфа ЦЕНТР" |
| Идентификационное наименование ПО | Библиотека метрологических модулей |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1.0.0 |
| Наименование файла | ac metrology.dll |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | md5 |
Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014- средний.
Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на ПО АИИС КУЭ и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.
Технические характеристики
должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.
Перечень компонентов АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК), представлен в таблице 2.
Таблица 2 - Перечень компонентов, входящих в измерительные каналы АИИС КУЭ
| ИКр е о К | Наименование присоединения | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик | В О У |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 110/20 кВ "Яндекс" КЛ 110 кВ "Владимирская-Яндекс I цепь" | TAG 123 300/5 КТ 0,2S | TVG 123 (110:V3)/(0,1:V3) КТ 0,2 | A1802RALXQV- P4-GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | УСВ-3 | Активная Реактивная |
| 2 | ПС 110/20 кВ "Яндекс" КЛ 110 кВ "Владимирская-Яндекс II цепь" | TAG 123 300/5 КТ 0,2S | TVG 123 (110:V3)/(0,1:V3) КТ 0,2 | A1802RALXQV- P4-GB-DW-4 КТ 0,2S/0,5 | УСВ-3 | Активная Реактивная |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии в рабочих условиях (параметры сети: напряжение (0,9-1,1) ином; ток (0,01-1,2) 1ном; 0,5 < cos j < 1,0; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 45°С; для счетчиков от минус 40 до плюс 55 °С; для сервера от 10 до 40 °С) приведены в таблицах 3,4. Погрешность в рабочих условиях указана при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 30 °С.
Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях_
| о, е м о Н | Диапазон значений cos ф | Тип нагрузки | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии в рабочих условиях, % |
| бр/о, 11%£1изм<12% | §2%, 12%£1изм<15% | §5%, 15%£1изм<120% | §20%, 120%£1изм<1100% | §100%, 1100%£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| | 0,5 < cos ф < 0,8 | инд. | ±1,9 | ±1,3 | ±1,0 | ±1,0 | ±1,0 |
| | 0,8 < cos ф< 0,866 | инд. | ±1,2 | ±0,8 | ±0,6 | ±0,7 | ±0,7 |
| | 0,866 < cos ф< 0,9 | инд. | ±1,1 | ±0,7 | ±0,6 | ±0,6 | ±0,6 |
| 1,2 | 0,9 < cos ф< 0,95 | инд. | ±1,0 | ±0,7 | ±0,6 | ±0,6 | ±0,6 |
| 0,95 < cos ф< 0,99 | инд. | ±1,0 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,5 |
| | 0,99 < cos ф < 1 | инд. | ±0,9 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,5 |
| | cos ф = 1 | - | ±0,9 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,5 |
| | 0,8 < cos ф < 1 | емк. | ±1,2 | ±0,9 | ±0,7 | ±0,7 | ±0,7 |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях приведены в таблице 4.
Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях_
| о, ме о к | Диапазон значений cos ф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии в рабочих условиях, % |
| §1%, 11%£1изм<12% | §2%, 12%£1изм<15% | §5%, 15%£1изм<120% | §20%, 120%£1изм<1100% | §100%, 1100%£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1, 2 | 0,5 < cos ф < 0,8 | ±2,0 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,8 < cos ф< 0,866 | ±2,2 | ±1,6 | ±1,4 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,866 < cos ф< 0,9 | не норм. | ±1,8 | ±1,6 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,9 < cos ф < 0,95 | не норм. | ±2,3 | ±2,0 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,95 < cos ф < 1 | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. |
Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электрической энергии (параметры сети: напряжение (0,98-1,02)ином; ток (0,01 - 1,2)1ном; 0,5<cosj<1,0; температура окружающей среды (20 ± 5) °С) приведены в таблицах 5,6.
Таблица 5 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерительного канала при измерении активной электрической энергии_
| Номер ИК | Диапазон значений cos ф | Тип нагрузки | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении активной электроэнергии, % |
| §1%, 11%£1изм<12% | б2%, 12%£1изм<15% | §5%, 15%£1изм<120% | б20%, 120%£1изм<1100% | б100%, 1100%£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| | 0,5 < cos ф < 0,8 | инд. | ±1,8 | ±1,3 | ±0,9 | ±0,9 | ±0,9 |
| | 0,8 < cos ф< 0,866 | инд. | ±1,1 | ±0,8 | ±0,6 | ±0,6 | ±0,6 |
| 1, 2 | 0,866 < cos ф< 0,9 | инд. | ±1,1 | ±0,7 | ±0,6 | ±0,6 | ±0,6 |
| | 0,9 < cos ф< 0,95 | инд. | ±1,0 | ±0,7 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| | 0,95 < cos ф< 0,99 | инд. | ±1,0 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,5 |
| 0,99 < cos ф < 1 | инд. | ±0,9 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,5 |
| | cos ф = 1 | - | ±0,9 | ±0,6 | ±0,5 | ±0,5 | ±0,5 |
| 0,8 < cos ф < 1 | емк. | ±1,2 | ±0,9 | ±0,6 | ±0,6 | ±0,6 |
Таблица 6 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии_
| о, ме о к | Диапазон значений cos ф | Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК при измерении реактивной электроэнергии, % |
| бр/о, 11%£1изм<120% | б2%, 12%£1изм<15% | б5%, 15%£1изм<120% | §20%, 120%£1изм<1100% | §100%, 1100%£1изм£1120% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1, 2 | 0,5 < cos ф < 0,8 | ±1,8 | ±1,1 | ±1,0 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,8 < cos ф< 0,866 | ±2,1 | ±1,3 | ±1,1 | ±1,1 | ±1,1 |
| 0,866 < cos ф< 0,9 | не норм. | ±1,5 | ±1,3 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,9 < cos ф < 0,95 | не норм. | ±2,1 | ±1,7 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,95 < cos ф < 1 | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. | не норм. |
Надежность применяемых в системе компонентов: электросчётчик A1802RALXQV-P4-GB-DW-4
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 140 000 часов;
- средний срок службы-30 лет. трансформатор тока (напряжения)
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 часов;
- среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 часа. сервер
- среднее время наработки на отказ не менее Тср = 15843 ч;
- среднее время восстановления работоспособности не более ^ = 1 час.
Надежность системных решений:
- резервирование питания с помощью устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации - участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий: в журнале счётчика:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени. в журнале ИВК:
- параметрирование;
- попытка не санкционируемого доступа;
- коррекция времени.
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, параметрировании:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счётчик;
- установка пароля на сервер.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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 АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства.
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 7.
Таблица 7 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование компонента системы | Номер в Гос.реестре средств измерений | Количество |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный A1802RALXQV-P4-GB-DW-4, КТ 0,2S/0,5 | 31857-11 | 2 шт. |
| Трансформатор тока TAG 123, КТ 0,2S | 55483-13 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения TVG 123, КТ 0,2 | 38886-14 | 6 шт. |
| Устройство синхронизации системного времени УСВ-3 | 64242-16 | 1 шт. |
| Сервер БД Proliant DL20e Gen9 | 1 комплект |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 комплект |
| Наименование документации | |
| Методика поверки МП 4222-09-7705939064-2016 | 1 экз. |
| Формуляр ФО 4222-09-7705939064-2016 | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 4222-09-7705939064-2016. «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 110/20 кВ «Яндекс». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 23.12.2016 г. Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные А1802 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные А1800 Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г; - устройство синхронизации времени УСВ-3 в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-3. Методика поверки ВЛСТ 240.00.000 МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 10.08. 2012 г;
- радиочасы МИР РЧ-01, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде №27008-04;
- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5». регистрационный номер в Федеральном информационном фонде № 33750-12.
Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии ПС 110/20 кВ «Яндекс» - МВИ 4222-09-7705939064-2016. Методика (метод) аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство
об аттестации № 173/RA.RU 311290/2015/2016 от 08 декабря 2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 110/20 кВ «Яндекс»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности
0,2 S и 0,5 S
ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 110/20 кВ "Яндекс"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ПС 110/20 кВ "Яндекс"")
66912-17: Методика поверки МП 4222-09-7705939064-2016Скачать815.4 Кб