Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности Банка ВТБ (ПАО)

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности Банка ВТБ (ПАО) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, контроля ее передачи и потребления отдельными технологическими объектами Банка ВТБ (ПАО), а также сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую 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 30 мин, 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;

-    предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений данных о состоянии средств измерений со стороны организаций-участников розничного 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 единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:

-    измерительные трансформаторы тока (ТТ);

-    вторичные измерительные цепи;

-    счетчики электрической энергии.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:

-    автоматизированное рабочее место Банка ВТБ (ПАО) на базе ПК (далее - АРМ);

-    технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура). Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными

трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Счетчик производит измерение действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока и (I) рассчитывает полную мощность S = UI.

Измерение активной мощности счетчиком выполняется путем перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности(Р) по периоду основной частоты сигналов.

2 2 0 5

Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S - Р ) ’ .

Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - втором уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Для информационного взаимодействия между АИИС КУЭ Банка ВТБ (ПАО) и серверами сбора данных смежных субъектов в качестве основного и резервного каналов связи применяется сеть GSM.

Коррекция показаний часов счетчиков производится от часов сервера гарантирующего поставщика баз данных (сервер БД) энергосбытовой компании в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с.

Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.

аблица 1 - Состав измерительных каналов

ИК

Наимено

вание

присоеди

нения

Состав измерительных каналов

ТТ

Счетчик

электрической энергии

Оборудование ИВК (2-й уровень)

1

РУ-0,4 кВ, ввод 1 яч. № 12

Т-0,66 МУ3; 1000/5;

0,5;

ГОСТ 7746-2001; Гос. реестр № 52667-13;

Зав. №: 299992, 299993, 299994

Альфа А1805RAL-P4G-DW-4; !ном (Шакс) = 5(10)A;

Шом =3х220/380 В;

Класс точности:

-    по активной энергии - 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005;

-    по реактивной энергии - 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005;

Гос. реестр СИ № 31857-11; Зав. №: 01197935

Каналообразующая

аппаратура;

- АРМ на базе ПК;

- ПО «АльфаЦентр»

2

РУ-0,4 кВ, ввод 2 яч. № 5

Т-0,66 МУ3; 1000/5;

0,5;

ГОСТ 7746-2001; Г ос. реестр № 52667-13;

Зав, №: 302753, 302754, 302755

Альфа А1805RAL-P4G-DW-4; !ном (Шакс) = 5(10)A;

Шом =3х220/380 В;

Класс точности:

-    по активной энергии - 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005;

-    по реактивной энергии - 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005;

Гос. реестр СИ № 31857-11; Зав. №: 01197934

Примечания.

Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 1. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» АС_РЕ_40. Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

1

2

Идентификационное наименование ПО

amrserver.exe

amrc.exe

amra. exe

cdbora2.dll

encryptdll.dll

ac metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

4.10.5.0 и выше

4.11.0.0 и выше

4.3.4.0 и выше

4.10.0.0 и выше

2.0.0.0 и выше

12.1.0.0

Цифровой идентификатор ac_metrology.dll

3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54

---^

Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню «ВЫСОКИИ» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета Номинальное напряжение на вводах системы, кВ Отклонение напряжения от номинального значения, %

2

0,4

±10

1000

от 1 до 120 0,5 - 1

от 10 до 30

±5 120000 активной и эксплуатации

Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока Коэффициент мощности, cos ф

Диапазон рабочих температур для компонентов системы,°С

- трансформаторов тока, счетчиков

Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с

Средняя наработка на отказ счетчиков Альфа А 1805, ч, не менее Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности для рабочих условий эксплуатации_

ИК

Зна

чение

cosj

Пределы допускаемых относительных погрешностей

0,011ном < I < 0,051ном

0,051ном < I < 0,21ном

0,21ном < 1 < 11ном

11ном < 1 < 1,21ном

Активная энергия

1-2

1,0

±2,3

±1,5

±1,4

±1,4

1-2

0,8

±3,2

±2,1

±1,7

±1,7

1-2

0,5

±5,5

±3,1

±2,3

±2,3

Реактивная энергия

1-2

0,8

±5,4

±4,1

±3,5

±3,5

1-2

0,5

±4,1

±3,5

±3,2

±3,2

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счётчик электрической энергии типа Альфа А1805КАЬ-Р40-Б'^4 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, средний срок службы 30 лет;

-    трансформаторы тока типа Т-0,66 МУ3 - среднее время наработки на отказ не менее Т =219000 ч, срок службы 25 лет.

Надежность системных решений:

-    резервирование каналов связи:

-    для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.

Регистрация времени и даты в журналах событий счетчиков:

-    попыток несанкционированного доступа;

-    связи со счетчиком, приведших к каким-либо изменениям данных;

-    коррекции текущих значений времени и даты;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывов питания;

-    самодиагностики (с записью результатов).

Защищённость применяемых компонентов:

а)    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счетчиков электрической энергии;

-    клемм вторичных обмоток трансформаторов тока;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;

-    испытательных клеммных коробок;

-    АРМ.

б)    защита информации на программном уровне:

-    установка паролей на счетчиках электрической энергии;

-    установка пароля на АРМ;

-    возможность использования цифровой подписи при передаче данных.

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания 30 лет;

-    АРМ - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности Банка ВТБ (ПАО).

Комплектность

1.

Трансформатор тока Т-0,66 МУ3

-6 шт.

2.

Счетчик электрической энергии Альфа А1805RAL-P4G-DW-4

-2 шт.

3.

Модем IRZ ATM2-485

-1 шт.

4.

Модем IRZ МС52PU

-1 шт.

5.

АРМ на базе ПК

-1 шт.

6.

Программное обеспечение «Альфа Центр»

-1 шт.

7.

Методика измерений 7841322249-103 МИ

-1 шт.

8.

Паспорт 7841322249-103 Ж

-1 шт.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки». Идентификационные данные ПО приведены в пункте

7.2 Паспорта. Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Перечень эталонов, применяемых при поверке:

- средства поверки и вспомогательные устройства, в соответствии с методиками поверки, указанными в описаниях типа на измерительные компоненты АИИС КУЭ, а также приведенные в таблице 2 МИ 3000-2006.

Сведения о методах измерений

Измерения проводятся в соответствии с документом 7841322249-103МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности Банка ВТБ (ПАО). Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00376-2015 от 07.08.2015 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности Банка ВТБ (ПАО)

1.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

2.    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

3.    МИ 3000-2006 «Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».

Развернуть полное описание