Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности «Энерговыбор» для электроснабжения потребителя ООО «Парк Шушары» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ решает следующие задачи: автоматическое измерение количества активной и реактивной электрической энергии с дискретностью 30 минут (30-минутные приращения электроэнергии) и нарастающим итогом на начало расчетного периода (далее - результаты измерений), используемое для формирования данных коммерческого учета;
формирование данных о состоянии средств измерений;
периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени результатов измерений и данных о состоянии средств измерений;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в стандартной базе данных в течение не менее 3,5 лет;
обеспечение ежесуточного резервирования базы данных на внешних носителях информации;
разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и фиксация в отдельном электронном файле всех действий пользователей с базами данных;
обработку, формирование и передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ХМЬ-формате по электронной почте организациям-участникам оптового рынка электрической энергии с электронной подписью;
передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии;
обеспечение по запросу дистанционного доступа к результатам измерений, данным
о состоянии средств измерений на всех уровнях АИИС КУЭ;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - уровень информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных ЗАО «Энерговыбор-Усть-Луга» (далее сервер БД), УССВ-2, технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура), программное обеспечение ПО «АльфаЦентр».
На уровне ИИК первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = UI.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём 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 - P ) ’ .
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 предусмотренным каналам связи поступает на входы сервера БД уровня ИВК. Сервер БД осуществляет сбор и обработку результатов измерений, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в XML-формате организациям-участникам оптового рынка электрической энергии производится по электронной почте с электронной подписью по выделенным каналам связи через интернет-провайдера.
Сервер БД уровня ИВК по запросу обеспечивает возможность дистанционного доступа организациям-участникам оптового рынка электрической энергии к компонентам АИИС КУЭ.
Для обеспечение единого времени на средствах измерений, влияющих на процесс измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики электрической энергии уровня ИИК, сервер БД уровня ИВК), предусмотрена система обеспечения единого времени (СОЕВ).
СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда) на всех компонентах и уровнях системы.
Базовым устройством СОЕВ является устройство синхронизации времени типа УССВ-2, синхронизирующее собственные часы по сигналу навигационной системы ГЛОНАСС.
УССВ-2 ежесекундно посылает метку точного времени на сервер БД уровня ИВК и при расхождении времени более чем на 1 с программное обеспечение УССВ-2 производит синхронизацию часов сервера БД;
Сервер БД уровня ИВК не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики электрической энергии уровня ИИК, при расхождении времени сервера БД и счетчиков более чем на 2 с происходит коррекция часов счетчиков;
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера БД. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, сервера БД) не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера БД отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | amrserver.exe |
| | amrc.exe |
| | cdbora2.dll |
| | encryptdll.dll |
| | ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.18.0.0 и выше |
| | 4.18.21.0 и выше |
| | 4.16.0.0 и выше |
| | 2.0.0.0 и выше |
| | 12.1.0.0 |
| Цифровой идентификатор ac_metrology.dll | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов (ИК) АИИС КУЭ и метрологические характеристики
| Номер ИК/ наименование объекта учета | Измерительные компоненты | Вид электрической энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | Счетчик | Границы допускаемой основной относительной погрешности, % | Границы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ИК1 ТП-1 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод I секции 0,4 кВ | ТТН 100, 1200/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Регистрационный № 58465-14 Зав.№ 1309-213745; 1309-213753, 1309-213751 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN; 1ном (1макс) = 5 (7,5) А; Ином =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Регистрационный № 23345-07 Зав № 24106440 | Активная Реактивная | ±1,7 ±2,7 | ±2,4 ±4,6 |
| ИК2 ТП-1 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод II секции 0,4 кВ | ТТН 100, 1200/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Регистрационный № 58465-14 Зав.№ 1305-122861, 1305-122859, 1305-122863 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN; 1ном (1макс) = 5 (7,5) А; Ином =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Регистрационный № 23345-07 Зав № 24106120 | Активная Реактивная | ±1,7 ±2,7 | ±2,4 ±4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ИК3 ТП-2 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод I секции 0,4 кВ | ТСН 10, 2500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Регистрационный № 26100-03 Зав.№ 212712, 212713, 212711 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN; !ном (Шакс) = 5 (7,5) А; ^ом =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Регистрационный № 23345-07 Зав № 24118608 | Активная Реактивная | ±1,7 ±2,7 | ±2,4 ±4,6 |
| ИК4 ТП-2 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод II секции 0,4 кВ | ТСН 10, 2500/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Регистрационный № 26100-03 Зав.№ 212710, 212708, 212715 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN; !ном (Шакс) = 5 (7,5) А; ^ом =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Регистрационный № 23345-07 Зав № 24105838 | Активная Реактивная | ±1,7 ±2,7 | ±2,4 ±4,6 |
| ИК5 ТП-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод I секции 0,4 кВ | Т-0,66М У3, 1000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Регистрационный № 52667-13 Зав.№ 027838, 027848, 027828 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN; !ном (Шакс) = 5 (7,5) А; ^ом =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Регистрационный № 23345-07 Зав № 24105941 | Активная Реактивная | ±1,7 ±2,7 | ±2,4 ±4,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ИК6 ТП-3 10/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод II секции 0,4 кВ | Т-0,66М У3, 1000/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Регистрационный № 52667-13 Зав.№ 037102, 037107, 037103 | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN; !ном (Шакс) = 5 (7,5) А; ^ом =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005; Регистрационный № 23345-07 Зав № 24105939 | Активная Реактивная | ±1,7 ±2,7 | ±2,4 ±4,6 |
| Примечания: 1. В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. 2. Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии на интервале времени 30 минут. 3. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % от !ном cosj = 0,8инд. 4. Допускается замена ТТ и 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. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. 5. Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы ±5 с. |
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество ИК | 6 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 99 до 102 |
| ток, % от 1ном | от 1 до 120 |
| коэффициент мощности | 0,9 инд. |
| частота, Гц | от 49,8 до 50,2 |
| температура окружающей среды, °С | от +20 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| напряжение, % от Ином | от 95 до 105 |
| ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| коэффициент мощности: | |
| cos9 | от 0,5 до 1,0 |
| БШф | от 0,5 до 0,87 |
| частота, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| температура окружающей среды для ТТ , счетчиков, °С | от -10 до +30 |
| Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| счетчиков Меркурий 230 | 150000 |
| трансформаторов тока: | |
| ТТН 100, | 219000 |
| ТСН 10, | 1000000 |
| Т-0,66 МУ3 | 219000 |
| сервера БД | 100000 |
| Глубина хранения информации: | |
| счетчики: | |
| тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, | |
| не менее | 45 |
| сервер: | |
| хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
Резервирование каналов связи:
а) организованы два канала связи между уровнями ИИК и ИВК по GSM-сети. Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты: а) счетчиками электрической энергии:
попыток несанкционированного доступа;
связи со счетчиком, приведшей к каким-либо изменениям данных; коррекции текущих значений времени и даты; отсутствия 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; сервер БД.
б) защита информации на программном уровне:
установка паролей на счетчиках электрической энергии; установка пароля на сервер БД;
возможность использования цифровой подписи при передаче.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Коли чество |
| Трансформаторы тока | ТТН 100 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | ТСН 10 | 6 шт. |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 М У3 | 6 шт. |
| Счетчики электрической энергии электронные | Меркурий 230 ART-03 PQRSIDN | 6 шт. |
| GSM модем | Teleofis RX101-R | 1 шт. |
| GSM модем | iRZ ATM2-485 | 3 шт. |
| GSM- терминал | iRZ ES75i | 1 шт. |
| Коммутатор | Switch 4250T | 1 шт. |
| Устройство синхронизации системного времени | УССВ-2 зав №002160 | 1 шт. |
| Инструкция по эксплуатации | 58317473.422231.1710-08.ИЭ | 1 экз. |
| Паспорт АИИС КУЭ | 58317473.422231.1710-08.ПС | 1 экз. |
| Методика измерений АИИС КУЭ | 58317473.422231.1710-08.МИ | 1 экз. |
| Сервер БД с ПО «АльфаЦентр» | Сервер БД | 1 шт. |
| Методика поверки | 432-148-2018МП | 1 экз. |
| В комплект поставки входит также техническая документация на комплектующие средства измерений |
Поверка
осуществляется по документу 432-148-2018МП «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности «Энерговыбор» для электроснабжения потребителя ООО «Парк Шушары». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Тест-С.-Петербург» 19.02.2018 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока (ТТ) в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- по МИ 3196-2009 ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей;
- счетчиков электрической энергии статических трехфазных Меркурий 230 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии статические трехфазные Меркурий 230. Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1»,согласованным ФБУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- модуль коррекции времени типа МКВ-02Ц (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 44097-10);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками и с ПО для работы с модулем коррекции времени МКВ-02Ц;
- прибор комбинированный ТКА-ПКМ (мод.20) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24248-09);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр универсальный ТПУ-2-2У (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 16373-08);
- прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин «Энерготестер ПКЭ-А» (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 53602-13).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ.
Сведения о методах измерений
приведены в документе 58317473.422231.1710-08.МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности «Энерговыбор» для электроснабжения потребителя ООО «Парк Шушары». Свидетельство об аттестации №21-RA.RU.311468-2017 от 25.12.2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности «Энерговыбор» для электроснабжения потребителя ООО «Парк Шушары»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
70833-18: Методика поверки 432-148-2018МПСкачать1.0 Мб