Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «Светлана-Рентген» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности, потребленной отдельными технологическими объектами ЗАО «Светлана-Рентген», 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 сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электрической энергии и значениях электрической энергии с нарастающим итогом с дискретностью учета 3 0 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 розничного и оптового рынков электрической энергии (далее внешним организациям);
- 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 (ИИК ТИ), включающий:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ);
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН);
- вторичные измерительные цепи;
- электронные счетчики электрической энергии.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий:
- устройство сбора и передачи данных (УСПД);
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий:
- сервер баз данных (сервер БД);
- технические средства приема-передачи данных (каналообразующая аппаратура);
- устройство синхронизации времени (УСВ-2);
- автоматизированное рабочее место (АРМ);
- 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 (I) и 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 (P) 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 коммутируемым линиям GSM-сети 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 по проводным линиям, по коммутируемой телефонной линии на верхний уровень системы (уровень ИВК), а также отображение информации на подключаемых к УСПД устройствах и обеспечение доступа внешним организациям к накопленной информации по коммутируемой телефонной линии.
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 БД по выделенным каналам или коммутируемым телефонным линиям связи через интернет-провайдера.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), включающую в себя устройство синхронизации времени УСВ-2, осуществляющее синхронизацию часов сервера БД по эталонным сигналам точного времени, получаемых от системы ГЛОНАСС.
Сервер БД осуществляет коррекцию показаний часов УСПД, коррекция выполняется автоматически при расхождении показаний часов УСПД с часами сервера БД более чем на ±2 с.
УСПД осуществляет коррекцию показаний часов счетчиков, коррекция выполняется автоматически при расхождении показаний часов счетчиков с часами УСПД более чем на ±2 с.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков, УСПД и сервера БД. Погрешность часов компонентов системы (счетчиков, УСПД, сервер БД) не превышает ±5 с.
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.
| Но мер ИК | Наиме нование присое динения | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УСПД | Обору дование ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | РП-6077 СР-4 | ТПЛ-10-М, 200/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47958-11; зав.№ 3344, 3345, 3347 | НТМК-6-48, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 323-49; зав.№ 537 | Альфа А1140-05-RAL-BW-4^ 1ном (Iмакс) = 5 (6) А; ином = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, ГОСТ Р 52323-2005, по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 33786-07; зав.№ 05024577 | RTU 325L-Е2-М2-B2; Госреестр СИ № 41907-09; зав.№ 006792; каналообразующая аппаратура | Каналообразующая аппаратура; УСВ-2 (Госреестр СИ № 41681-09, зав.№ 2075); Сервер БД, АРМ, ПО «АльфаЦЕНТР» |
| 2 | РП-6077 СР-2 | ТПЛ-10-М, 200/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47958-11; зав.№ 3348, 3400, 3401 | НТМИ-6, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 831-53; зав.№ 2467 | Альфа А1140-05-RAL-BW-4^ 1ном (1макс) = 5 (6) А; ином = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 33786-07; зав.№ 05024578 |
| 3 | РП-6232 СР-3 | ТПЛ-10-М, 150/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47958-11; зав.№ 1677, 1704, 3350 | НТМК-6-48, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 323-49; зав.№ 14287 | Альфа А1140-05-RAL-BW-4Т; 1ном (1макс) = 5 (6) А; ином = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 33786-07; зав.№ 05024579 |
| 4 | РП-6160 СР-5 | ТОЛ-10-I, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47959-11; зав.№ 3747, 7273, 4293 | НАМИТ-10, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; зав.№ 0539 | Альфа А1140-05-RAL-BW-4Т; 1ном (1макс) = 5 (6) А; ином = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 33786-07; зав.№ 05024581 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 5 | РП-6160 СР-4 | ТОЛ-10-I, 600/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47959-11; зав.№ 4292, 3746, 4294 | НАМИТ-10, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 16687-07; зав.№ 0538 | Альфа А1140-05-RAL-BW-4^ !ном (1макс) = 5 (6) А; ином = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 33786-07; зав.№ 05024582 | RTU 325L-Е2-М2-B2; Госреестр СИ № 41907-09; зав.№ 006792; каналообразующая аппаратура | Каналообразующая аппаратура; УСВ-2 (Госреестр СИ № 41681-09, зав.№ 2075); Сервер БД, АРМ, ПО «АльфаЦЕНТР» |
| 6 | РП-6232 СР-1 | ТПЛ-10-М, 150/5; 0,5S; ГОСТ 7746-2001; Госреестр СИ № 47958-11; зав.№ 3321, 3322, 3323 | НТМИ-6, 6000/100; 0,5; ГОСТ 1983-2001; Госреестр СИ № 831-53; зав.№ 9426 | Альфа А1140-05-RAL-BW-4^ 1ном (1макс) = 5 (6) А; ином = 100 В; КТ: по активной энергии - 0,5S, ГОСТ Р 52323-2005; по реактивной - 1,0, ГОСТ Р 52425-2004; Госреестр СИ № 33786-07; зав.№ 05024580 |
Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков электрической энергии на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на однотипное утвержденного типа. 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 ПО | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «АльфаЦЕНТР» AC UE (сервер БД) AC_ РЕ_10 (АРМ) | отсутствует | 12.01 | 3E736B7F380863F44 CC8E6F7BD211C54 | MD5 |
Технические характеристики
Количество измерительных каналов (ИК) коммерческого учета
6
6
±5
150 (ИК 3, 6) 200 (ИК 1 - 2) 600 (ИК 4 - 5)
от 1 до 120
0,5 - 1
от 0 до 30 ±5
150000
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 Коэффициент мощности, cos ф
Диапазон рабочих температур для компонентов системы, °С:
- трансформаторов тока, напряжения и счетчиков
Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы, с
Средняя наработка на отказ счетчиков Альфа А1140, ч, не менее
Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК (измерения активной и реактивной электрической энергии и мощности), %, для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ, приведены в табл. 3.
Таблица 3
| Номер ИК | Значение cosj | 2 % 1Ном <1 <5 % 1ном | 5 % 1ном <1 <20 % 1ном | 20 % 1ном <1 <100 % 1ном | 100 % 1ном <1 <120 % 1ном |
| Активная энергия |
| 1 - 6 | 1,0 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 1 - 6 | 0,8 | ±3,1 | ±2,4 | ±2,0 | ±2,0 |
| 1 - 6 | 0,5 | ±5,2 | ±3,5 | ±2,8 | ±2,8 |
| Реактивная энергия |
| 1 - 6 | 0,8 | Не регламентируется | ±4,4 | ±3,9 | ±3,9 |
| 1 - 6 | 0,5 | Не регламентируется | ±3,7 | ±3,4 | ±3,4 |
Примечание - В качестве характеристик погрешности указаны пределы относительной погрешности измерений (приписанные характеристики погрешности) при доверительной вероятности 0,95.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчики электрической энергии - среднее время наработки на отказ, не менее 150000 ч, средний срок службы 30 лет;
- трансформатор тока - среднее время наработки на отказ, не менее 4000000 ч, средний срок службы 3 0 лет;
- трансформатор напряжения - среднее время наработки на отказ, не менее 400000 ч, средний срок службы 30 лет;
- УСПД - среднее время наработки на отказ, не менее 100000 ч, средний срок службы 30 лет;
- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ, не менее 35000 ч, средний срок службы 15 лет;
- GSM модем - среднее время наработки на отказ, не менее 30000 ч (Teleofis RX108-R, Teleofis RX100-R);
- ТФОП модем - среднее время наработки на отказ, не менее 200000 ч (ZyXEL-U336E Plus EE), 50000 ч (AnCom STF/D4001i/105);
- сервер БД - среднее время наработки на отказ, не менее 100000 ч.
Надежность системных решений:
а) резервирование каналов связи: для передачи информации внешним организациям организованы два независимых канала связи.
б) регистрация событий:
- в журнале событий счётчика:
- 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);
- в журнале событий УСПД:
- 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:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчиков электрической энергии;
- клемм вторичных обмоток трансформаторов тока, напряжения;
- промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения;
- коробок испытательных переходных;
- УСПД;
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер БД, АРМ;
- возможность использования цифровой подписи при передаче данных.
Глубина хранения информации:
- счетчик - 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 БД - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии и мощности АИИС КУЭ ЗАО «Светлана-Рентген».
Комплектность
1. Счетчики электрической энергии Альфа А1140-05-КАЬ-Б'^4Т 6 шт.
2. Трансформаторы тока:
| ТПЛ-10-М | 12 шт. |
| ТОЛ-10-I | 6 шт. |
| 3. Трансформаторы напряжения: | |
| НТМИ-6 | 2 шт. |
| НТМК-6-48 | 2 шт. |
| НАМИТ-10 | 2 шт. |
| 4. УСПД RTU 325Ь-Е2-М2-Б2 | 1 шт. |
| 5. УССВ УСВ-2 | 1 шт. |
| 6. GSM модем: | |
| Teleofis RX108-R RS485 | 4 шт. |
| Teleofis RX100-R COM | 1 шт. |
| 7. ТФОМ модем: | |
| AnComStF/4001i/105 | 1 шт. |
| Zyxel-U336E Plus EE | 2 шт. |
| 8. Сервер базы данных, ПЭВМ (IBM совместимый) | 1 шт. |
| 9. Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР»: | |
| АС РЕ 10 | 1 шт. |
| АС_иЕ | 1 шт. |
| 10. Инструкция по формированию и ведению базы данных | |
| 58317473.422231.92100-5/12.И4 | 1 экз. |
| 11. Руководство пользователя 58317473.422231.92100-5/12.И3 | 1 экз. |
| 12. Технологическая инструкция 58317473.422231.92100-5/12.И2 | 1 экз. |
| 13. Инструкция по эксплуатации 58317473.422231.92100-5/12.ИЭ | 1 экз. |
| 14. Методика измерений 58317473.422231.92100-5/12.МИ | 1 экз. |
| 15. Паспорт-формуляр 58317473.422231.92100-5/12.ПС | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по МИ 3000-2006 «ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные 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
Методика измерений приведена в документе 58317473.422231.92100-5/12.МИ «Методика измерений электрической энергии и мощности при помощи системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии и мощности ЗАО «Светлана-Рентген». Свидетельство об аттестации МИ 01.00292.432.00302-2013 от 06.11.2013 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ЗАО «Светлана-Рентген»
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
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
