Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Акционерный Банк «РОССИЯ» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ОАО «Акционерный Банк «РОССИЯ», сбора, обработки, хранения 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 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 - уровень измерительно-информационных комплексов точек измерений (ИИК ТИ), включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- вторичные измерительные цепи;
- многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.
2 -й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий:
- центр сбора и обработки информации (далее ЦСОИ);
- программное обеспечение (далее ПО) «Альфа-Центр»;
- 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 = U-I.
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.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 - P2)0,5.
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.
Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному каналу телефонной сети общего пользования и по резервному каналу GSM связи.
Коррекция показаний часов счетчиков производится от часов сервера БД ОАО «Петербургская сбытовая компания» 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 счетчиков в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| Номер ИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Счетчик электрической энергии | Оборудование ИВК (2-й уровень) |
| 1 | ГРЩ-0,4кВ, Ввод 1 | ТШП-0,66 У3; 600/5; 0,5S; ГОСТ 77462001; Госреестр СИ № 47957-11; зав. № 4007651 зав. №4007673 зав. № 4007655 | ЕвроАльфа, EA05RAL-B-4; 1ном (1макс) = 5 (10) А; ином =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52425-2005; Гос. реестр СИ № 16666-07; Заводской номер: 01135359 | Каналообразующая аппаратура, ЦСОИ, ПО АльфаЦентр |
| 2 | ГРЩ-0,4кВ, Ввод 2 | Т-0,66 У3; 600/5; 0,5S; ГОСТ 77462001; Госреестр СИ № 52667-13; зав. № 255103 зав. № 255102 зав. № 255101 | ЕвроАльфа, EA05RAL-B-4; Ihom (Ьмакс) = 5 (10) А; Uhom =380 В; класс точности: по активной энергии - 0,5S ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52425-2005; Гос. реестр СИ № 16666-07; Заводской номер: 01135360 |
Примечание: Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 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) «Альфа ЦЕНТР».
Экспертиза ПО «Альфа ЦЕНТР» проведена ФГУП « ВНИИМС» 31 мая 2012 г на соответствие требованиям нормативной документации.
Уровень защиты ПО «Альфа ЦЕНТР» соответствует уровню «С» в соответствии с разделом 2.6 МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование ПО | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Альфа ЦЕНТР» | отсутствует | 12.01 | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 | MD5 |
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ
Отклонение напряжения от номинального, %
Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А
Диапазон изменения тока в % от номинального значения тока от 1 до 120
Коэффициент мощности, cos ф от 0,5 до 1
Диапазон рабочих температур для компонентов системы ,°С
- трансформаторов тока, счетчиков от 0 до 35
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов ±5
системы, с
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее: 80000
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ ОАО «Акционерный Банк «РОССИЯ» приведены в табл. 3.
Таблица 3
| № ИК | Значен ие cos<p | 0,011ном < I < 0,051ном | 0,05^ < I < 0,2IHOM | 0,2Цом < I < Пном | 11ном < I < 1,21ном |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Активная энергия |
| 1-2 | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 1-2 | 0,8 | ±3,3 | ±2,3 | ±1,8 | ±1,8 |
| 1-2 | 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,5 | ±2,5 |
| Реактивная энергия |
| 1-2 | 0,8 | ±5,6 | ±4,3 | ±3,8 | ±3,8 |
| 1-2 | 0,5 | ±4,2 | ±3,5 | ±3,3 | ±3,3 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счётчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 (ЕвроАльфа), средний срок службы 30 лет;
-трансформаторы тока типа ТШП-0,66 У3 - среднее время наработки на отказ не менее
Т = 4000000 ч., средний срок службы 30 лет
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты:
а) счетчиками электрической энергии:
- 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;
б) защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на сервер;
- возможность использования цифровой подписи при передаче данных.
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направле
ниях не менее 35 суток; сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;
- сервер- хранение результатов измерений и информации о состояний средств измерений -
за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Акционерный Банк «РОССИЯ».
Комплектность
1 .Трансформатор тока ТШП-0,66У3 -3 шт.
2 . Трансформатор тока Т-0,66 У3 -3 шт.
3 . Счетчик электрической энергии ЕвроАльфа EA05RA -2 шт.
4 .Преобразователь интерфейсов MOXA ТСС-100 -2 шт.
5 .Сотовый модем iRZ MC 52i -1 шт.
6 .Модем Zyxel OMNI 56K -1 шт.
7 .сервер ЦСОИ -1 шт.
8 .Программное обеспечение «Альфа Центр» -1 шт.
9 .Методика измерений 4222-011-30582525МИ -1 шт.
10 .Паспорт 4222-011-30582525ПС -1 шт.
Поверка
осуществляется по МИ 3000-2006 «ГСИ. Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
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
Методика измерений приведена в документе 4222-011-30582525МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Акционерный Банк «РОССИЯ». Свидетельство об аттестации МИ 01.00292.432.003432014 от 29.08.2014г.
Нормативные документы
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 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Рекомендации к применению
- при осуществление торговли и товарообменных операций.
