Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Промышленный комплекс «Энергия» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ОАО «Промышленный комплекс «Энергия», 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 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 - информационно-измерительный комплекс точек измерения, включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН);
- вторичные измерительные цепи;
- счетчики электрической энергии.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс, включающий:
- ИВК-Сервер баз данных ЦСОИ ЗАО «Энергосбытовая компания Кировского завода» (далее - сервер);
- автоматизированное рабочее место (АРМ) энергетика;
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- устройство синхронизации времени (УСВ-2).
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 = U-I.
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.
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.
Сервер 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 внешним организациям осуществляется по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через Интернет-провайдера.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера гарантирующего поставщика в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение показаний часов сервера и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ±2 с. Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера АИИС КУЭ.
Журналы событий счетчиков электрической энергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Состав измерительных каналов приведен в табл. 1.
Таблица 1
| Номер ИК | Наименование присоединения | Состав измерительных каналов |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Оборудование ИВК (2-й уровень) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС-364 (РУ-10 кВ) 1 с.ш., яч. 7 | ТЛШ-10, 1000/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 11077-07; Зав. № 6237, 6238, 6239 | НАМИТ-10-2, 10000/100; КТ 0,5, ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ №16687-07; Зав. № 0969 | ЕвроАльфа EA05RAL-B-4; Ihom = 5 А; Ином =100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0, ГОСТ 30206, ГОСТ 26035; Г осреестр СИ № 16666-97; Зав. № 01154962 | Каналообразующая аппаратура; ИВК-Сервер ЦСОИ; АРМ энергетика; УСВ-2, зав. № 2075; Госреестр СИ № 41681-10; ПО «АльфаЦЕНТР» |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | ПС-364 (РУ-10 кВ) 2 с.ш., яч.35 | ТЛШ-10, 1000/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 11077-07; Зав. № 6240, 6241, 6296 | НАМИТ-10-2, 10000/100; КТ 0,5, ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Зав. № 0585 | ЕвроАльфа EA05RAL-B-4; 1ном = 5 А; ином =100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206, ГОСТ 26035; Г осреестр СИ № 16666-97; Зав. № 01154967 | Каналообразующая аппаратура; ИВК-Сервер ЦСОИ; АРМ энергетика; УСВ-2, зав. № 2075; Госреестр СИ № 41681-10; ПО «АльфаЦЕНТР» |
| 3 | ПС-364 (РУ-10 кВ) 3 с.ш., яч.6 | ТЛШ-10, 1000/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 11077-07; Зав. № 6192, 6186, 6195 | НАМИТ-10-2, 10000/100; КТ 0,5, ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Зав. № 0584 | ЕвроАльфа EA05RAL-B-4; 1ном = 5 А; Uhom =100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206, ГОСТ 26035; Г осреестр СИ № 16666-97; Зав. № 01154965 |
| 4 | ПС-364 (РУ-10 кВ) 4 с.ш., яч. 32 | ТЛШ-10, 1000/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 11077-07; Зав. № 6185, 6197, 6297 | НАМИТ-10-2, 10000/100; КТ 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Зав. № 0590 | ЕвроАльфа EA05RAL-B-4; Ihom = 5 А; Uhom =100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206, ГОСТ 26035; Г осреестр СИ № 16666-97; Зав. № 01154969 |
| 5 | ПС-364 (РУ-10 кВ) 1 с.ш., ТСН-1 | Т-0,66, 300/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 22656-07 Зав. № 035575, 035586,035589 | _ | ЕвроАльфа EA05RAL-B-4; Ihom = 5 А; Uhom =380 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206, ГОСТ 26035; Г осреестр СИ № 16666-97; Зав. № 01154167 |
| 6 | ПС-364 (РУ-10 кВ) 2 с.ш., ТСН-2 | Т-0,66, 300/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 22656-07; Зав. № 035628, 035639,035748 | _ | ЕвроАльфа EA05RAL-B-4; Ihom = 5 А; Uhom =380 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206, ГОСТ 26035; Г осреестр СИ № 16666-97; Зав. № 01154174 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 7 | РП-13, 1с.ш., яч. 6 | ТЛО-10, 150/5; КТ 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 25433-11 Зав. № 17497, 17499, 17502 | НАМИТ-10-2; 10000/100; КТ 0,5, ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Зав. № 2185 | ЕвроАльфа EA05RAL-B-4; 1ном = 5 А; ином =100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206, ГОСТ 26035; Г осреестр СИ № 16666-97; Зав. № 01166776 | Каналообразующая аппаратура; ИВК-Сервер ЦСОИ; АРМ энергетика; УСВ-2, зав. № 2075; Госреестр СИ № 41681-10; ПО «АльфаЦЕНТР» |
| 8 | РП-13, 2 сш, яч. 17 | ТЛО-10, 150/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 25433-11; Зав. № 17500, 17501,17498 | НАМИТ-10-2, 10000/100; КТ 0,5, ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Зав. № 2187 | ЕвроАльфа EA05RAL-B-4; 1ном = 5 А; ином =100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ 30206, ГОСТ 26035; Г осреестр СИ № 16666-97; Зав. № 01166779 |
| 9 | РП-5, 1 с.ш., яч. 4 | ТПЛ-10-М, 100/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 22192-07; Зав. № 2152, 2180, 2154 | НАМИТ-10-2, 10000/100; КТ 0,5, ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Зав. № 2038 | Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4; 1ном = 5 А; Uhom =100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323, ГОСТ 26035; Г осреестр СИ № 31857-06; Зав. № 01200926 |
| 10 | РП-5, 2 с.ш., яч. 11 | ТПЛ-10-М, 100/5; КТ 0,5S, ГОСТ 7746-2001; Г осреестр СИ № 22192-07; Зав. № 2170, 2169, 2156 | НАМИТ-10-2, 10000/100; КТ 0,5; ГОСТ 1983-2001; Г осреестр СИ № 16687-07; Зав. № 2037 | Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4; Ihom = 5 А; Uhom =100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S; по реактивной - 1,0; ГОСТ Р 52323, ГОСТ 26035; Г осреестр СИ № 31857-06; Зав. № 01197422 |
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 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 | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | отсутствует | 12.01 | 3E736B7F380863F44CC 8E6F7BD211C54 | MD5 |
Технические характеристики
Основные метрологические и технические характеристики АИИС КУЭ приведены в табл. 3 и 4.
Таблица 3
| Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета | 10 |
| Номинальное напряжение на вводах системы, кВ | 0,4 (ИК 5, 6) 10 (ИК 1 - 4, 7 - 10) |
| Отклонение напряжения от номинального, % | ±10 |
| Номинальные значения первичных токов ТТ измерительных каналов, А | 100 (ИК 9, 10) 150 (ИК 7, 8) 300 (ИК 5, 6) 1000 (ИК 1 - 4) |
| 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: - измерительных трансформаторов, счетчиков | от 5 до 25 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с | ±5 |
| Средняя наработка на отказ счетчиков, ч, не менее: - Альфа А1805 - ЕвроАльфа | 120000 50000 |
Пределы относительных погрешностей (приписанные характеристики погрешности) измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 4.
Таблица 4
| Номер ИК | Значение cos<p | 1 (2) % U <I <5 % 1Ном | 5 % 1ном <1 <20 % 1ном | 20 % 1ном <I <100 % I..,. | 100 % 1ном <I < 120 % 1ноМ |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| Активная энергия |
| 1 - 4, 7 - 10 | 1,0 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 5, 6 | ±2,5 | ±1,6 | ±1,5 | ±1,5 |
| 1 - 4, 7 - 10 | 0,8 | ±3,4 | ±2,5 | ±2,1 | ±2,1 |
| 5, 6 | ±3,3 | ±2,3 | ±1,9 | ±1,9 |
| 1 - 4, 7 - 10 | 0,5 | ±5,7 | ±3,5 | ±2,7 | ±2,7 |
| 5, 6 | ±5,6 | ±3,2 | ±2,4 | ±2,4 |
| Реактивная энергия |
| 1 - 4, 7 - 10 | 0,8 | ±6,4 | ±3,8 | ±2,7 | ±2,6 |
| 5, 6 | ±6,3 | ±3,6 | ±2,5 | ±2,4 |
| 1 - 4, 7 - 10 | 0,5 | ±4,5 | ±2,9 | ±2,2 | ±2,2 |
| 5, 6 | ±4,4 | ±2,8 | ±2,1 | ±2,1 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ, не менее 50000 ч (ЕвроАльфа) и 120000 ч (Альфа А1805), средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ, не менее 4000000 ч (ТЛШ-10, ТПЛ-10-М), 400000 ч (ТЛО-10), 219000 ч (Т-0,66), средний срок службы 30 лет;
- трансформатор напряжения - среднее время наработки на отказ, не менее 4000000 ч, средний срок службы 30 лет;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ, не менее 35000 ч, средний срок службы 15 лет.
Надежность системных решений:
■ резервирование питания компонентов АИИС КУЭ с помощью источника бесперебойного питания;
■ резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники рынка электроэнергии по электронной почте;
■ регистрация событий в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищенность применяемых компонентов:
■ механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
■ защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - 30-минутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации 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 «Промышленный комплекс «Энергия».
Комплектность
| Наименование | Обозначение (марка и/или тип оборудования, версия ПО) | Кол-во (шт.) |
| 1 | 2 | 3 |
| Счетчик электрической энергии | ЕвроАльфа EA05RAL-B-4 Альфа A1805RAL-P4GB-DW-4 | 8 2 |
| Трансформаторы тока | ТЛШ-10 | 12 |
| Т-0,66 | 6 |
| ТЛО-10 | 6 |
| ТПЛ-10-М | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 8 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Конвертор интерфейсов | MOXANpoi! 6450 | 3 |
| Модем | Siemens MC-35it | 3 |
| Zуxel U336 E | 1 |
| Маршрутизатор | Zуxel 791R EE | 2 |
| Коммутатор | D-Link | 1 |
| Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» | AC_UE | 1 |
| Методика измерений | СПбСТ 834.00.000 МИ | 1 |
| Паспорт | СПбСТ 834.00.000 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 «Промышленный комплекс «Энергия» СПбСТ 834.00.000 МИ. Свидетельство об аттестации № 01.00292.432.00268-2013 от 05.04.2013 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».
3. МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
