Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Компонент» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ОАО «Компонент», сбора, обработки, хранения и отображения полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- автоматическое измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодический (1 раз в 30 минут, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;
- хранение результатов 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;
- передача результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в различных форматах организациям-участникам оптового и розничного рынков электрической энергии (далее внешним организациям);
- передача результатов измерений по электронной почте в формате XML 1.0 по про-граммно-задаваемым адресам;
- предоставление контрольного санкционированного доступа к результатам измерений, данным о состоянии средств измерений со стороны внешних организаций;
- 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 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);
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН);
- вторичные измерительные цепи;
- многофункциональные электронные счетчики электрической энергии.
2 -й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД);
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
3 -й уровень - уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК), включающий:
- Сервер баз данных ЦСОД ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода» (далее - сервер);
- автоматизированное рабочее место (АРМ) энергетика;
- устройство синхронизации системного времени (УСВ-2);
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- программное обеспечение ПО «АльфаЦЕНТР».
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 связи поступает на входы УСПД. УСПД осуществляет обработку результатов измерений, а в частности расчет расхода активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение полученной информации и передачу накопленных данных на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется последующее формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через Интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя устройство синхронизации системного времени УСВ-2, осуществляющее синхронизацию часов УСПД по эталонным сигналам точного времени систем GPS или ГЛОНАСС/GPS.
УСПД осуществляет коррекцию показаний часов счетчиков и показаний часов сервера АИИС КУЭ, коррекция выполняется автоматически при расхождении показаний часов счетчиков и сервера с часами УСПД более, чем на ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков, УСПД и сервера.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции показаний часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| Но мер ИК | Наименование присоединения | Состав измерительных каналов |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД (2-й уровень) | Оборудование ИВК (3-й уровень) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | РП 7010, ввод № 1, яч. 5, ф. 30 | ТПЛ-10-М, 400/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07; зав. № 2017 зав. № 2018 зав. № 2019 | НТМК-10, 10000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 355-49; зав. № 149 | Альфа A18O5RAL-P4GB-DW-4; 1ном = 5 А; Uhom = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТР 52425-2004; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01233114 | RTU-327L-E2-M2-B2, Госреестр СИ №41907-09,зав. № 6268 | Каналообразующая аппаратура; ИВК-Сервер ЦСОД; АРМ энергетика; УСВ-2, зав. № 2075, Госреестр СИ № 41681-10; ПО «АльфаЦЕНТР» |
| 2 | РП 7010, ввод № 2, яч. 10, ф. 37 | ТПЛ-10-М, 400/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07; зав. № 1921 зав. № 2015 зав. № 2028 | НТМК-10, 10000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 355-49; зав. № 109 | Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4; Ihom = 5 А; Uhom = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01233119 |
| 3 | РП7010, яч. 14 | ТПЛ-10-М, 400/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 22192-07; зав. № 173 зав. № 199 зав. № 227 | НТМК-10, 10000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 355-49; зав. № 109 | Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4; Ihom = 5 А; Uhom = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01236415 |
Продолжение таблицы 1
| Но мер ИК | Наименование присоединения | Состав измерительных каналов |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД (2-й уровень) | Оборудование ИВК (3-й уровень) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 4 | ГРЩ (котельная ТП-4), ввод № 2, ф. 6 | Т-0,66 МУ3 400/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 36382-07; зав. № 683734 зав. № 683733 зав. № 683732 | _ | Альфа A18O5RAL-P4GB-DW-4; 1ном = 5 А; Uhom = 380 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 31857-11; зав. № 01231626 | RTU-327L-E2-M2-B2, Госреестр СИ №41907-09,зав. № 6268 | Каналообразующая аппаратура; ИВК-Сервер ЦСОД; АРМ энергетика; УСВ-2, зав. № 2075, Госреестр СИ № 41681-10; ПО «АльфаЦЕНТР» |
| 5 | ГРЩ (котельная ТП-4), ввод № 1, ф. 7 | Т-0,66 МУ3 400/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 36382-07; зав. № 683737 зав. № 683736 зав. № 683735 | _ | Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4; Ihom = 5 А; Uhom = 380 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 31857-06; зав. № 01215923 |
Примечания - Допускается замена измерительных трансформаторов, УСВ-2, счетчиков электрической энергии 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 ОАО «Компонент» используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство о метрологической аттестации № АПО-001-12 от 31 мая 2012 г., выданное ФГУП «ВНИИМС».
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» соответствует уровню «С» в соответствии с разд. 2.6 МИ 3286-2010.
Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР» приведены в табл. 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | 12.01 | 3E73 6B7F380863F44CC8E 6F7BD211C54 | MD5 |
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета
Номинальное напряжение на вводах системы, кВ 10; 0,4
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 0,5 - 1
Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С: - трансформаторов тока, счетчиков от 15 до 30
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов
всех компонентов системы, с ±5
Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее 120000
Пределы относительных погрешностей ИК (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.
Таблица 3
| Номер ИК | Значение cos<p | 2 % 1ном <1 <5 % 1ном | 5 % U <I <20 % U | 20 % U <I <100 % U | 100 % U <I <120 % u |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Активная энергия |
| 1 2 3 | 1,0 | ±2,4 | ±1,7 | ±1,5 | ±1,5 |
| 4 5 | ±2,4 | ±1,5 | ±1,4 | ±1,4 |
| 1 2 3 | 0,8 | ±3,3 | ±2,1 | ±1,9 | ±1,9 |
| 4 5 | ±3,2 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,7 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 2 3 | 0,5 | ±5,6 | ±3,2 | ±2,6 | ±2,6 |
| 4 5 | ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| Реактивная энергия |
| 1 2 3 | 0,8 | ±5,5 | ±4,0 | ±3,7 | ±3,7 |
| 4 | ±5,4 | ±3,8 | ±3,5 | ±3,5 |
| 5 | ±6,0 | ±3,3 | ±2,3 | ±2,2 |
| 1 2 3 | 0,5 | ±4,2 | ±3,5 | ±3,4 | ±3,4 |
| 4 | ±4,1 | ±3,4 | ±3,3 | ±3,3 |
| 5 | ±4,1 | ±2,5 | ±1,9 | ±1,9 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ, не менее 120000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ, не менее 4000000 ч (ТПЛ-10-М) и не менее 219000 ч (Т-0,66 МУ3). Средний срок службы 30 лет;
- трансформатор напряжения - среднее время наработки на отказ, не менее 219000 ч. Средний срок службы 30 лет;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ, не менее 35000 ч. Средний срок службы 15 лет;
- УСПД - среднее время наработки на отказ, не менее 100000 ч. Средний срок службы 30 лет.
Надежность системных решений:
■ резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;
■ резервирование каналов связи:
- для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи;
■ регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты: 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).
У СПД:
- попыток несанкционированного доступа;
- связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;
- перезапуска УСПД;
- коррекции текущих значений времени и даты;
- перерывов питания;
- самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- испытательных клеммных коробок;
- УСПД;
■ защита информации на программном уровне:
- установка паролей на счетчиках электрической энергии;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер;
- возможность использования цифровой подписи при передаче данных.
Глубина хранения информации:
■ счетчик электрической энергии - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - 30 лет;
■ УСПД - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях по каждому ИК не менее 35 суток, сохранность данных в памяти при отключении питания - не менее 5 лет;
■ сервер - хранение результатов измерений и информации о состоянии 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 АИИС КУЭ ОАО «Компонент».
Комплектность
| Наименование | Обозначение (марка и/или тип оборудования, версия ПО) | Кол-во |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик электрической энергии | Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4 | 5 |
| Трансформаторы тока | ТПЛ-10-М | 9 |
| Т-0,66 МУ3 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМК-10 | 2 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | УСПД типа RTU-327L-E2-M2-B2 | 1 |
| 1 | 2 | 3 |
| Модем | AnCom STF | 3 |
| Cinterion | 2 |
| Teleofis | 1 |
| Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» | ac_ue | 1 |
| Методика измерений | СПБСТ833.00.000 МИ | 1 |
| Паспорт | СПбСТ833.00.000 ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные 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 табл. 2 МИ 3000-2006.
Сведения о методах измерений
Измерения производятся в соответствии с документом «Методика измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Компонент» СПБСТ833.00.000 МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00236-2012 от 21.08.2012 г.
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».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
