Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГосМКБ Радуга им. А.Я. Березняка» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную автоматизированную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящей из шести измерительных каналов (ИК).
ИК АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни.
Первый уровень - измерительно-информационный комплекс включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики) и вторичные измерительные цепи.
Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер на базе Supermicro SuperServer SYS-2027-TR-D70RF 2U Twin заводской номер S10581624217074 (резервный S10581624217076), систему обеспечения единого времени (СОЕВ) с приемником сигналов точного времени (устройства синхронизации времени TSP-901/485U) на базе комплекса информационно-измерительного МУР 1001, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 24343-08 (Рег. № 24343-08), заводской номер 030017, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, коммутационное оборудование.
Второй уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- синхронизацию шкалы времени ИВК;
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера.
АИИС КУЭ включает в себя автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персональных компьютеров (ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сервера ИВК, где производится сбор и хранение результатов измерений.
Сервер автоматически проводит сбор результатов измерений со счетчиков электрической энергии (один раз в 30 минут) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485).
На верхнем - втором уровне системы, выполняется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Один раз в сутки сервер ИВК АИИС КУЭ автоматически формирует файл с результатами измерений в ХМЬ-формате и передает его средствами электронной почты во внешние организации. Передача файла с результатами измерений для размещения в программно-аппаратный комплекс (ПАК) АО «АТС» производится по электронной почте с автоматизированного рабочего места (АРМ) субъекта оптового рынка. Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для синхронизации шкалы времени в системе в состав ИВК входит устройство синхронизации системного времени (УССВ) с приемником сигналов точного времени типа TSP-901/485U и антенной Ttimble GPS Antenna. Устройство синхронизации времени УССВ обеспечивает автоматическую синхронизацию часов ИВК, при превышении порога ±1 с происходит коррекция шкалы времени ИВК. Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени комплекса информационно-измерительного МУР 1001 происходит ежесекундно. Шкалы времени счетчиков синхронизируются от шкалы времени ИВК с периодичностью один раз в 30 минут, коррекция шкал времени счетчиков проводится при расхождении шкалы времени счетчиков и ИВК более чем на ±1 с.
Взаимодействие между уровнями АИИС КУЭ осуществляется по проводным каналам
связи.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входят ПО счетчиков, ПО устройства синхронизации времени, ПО сервера ИВК на основе пакета программ версии не ниже 4.0 ПК «АРГО: Энергоресурсы».
Идентификационные данные ПО ПК «АРГО: Энергоресурсы», установленного в АИИС КУЭ, приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПК «АРГО: Энергоресурсы»
| Идентиф икационные данные (признаки) | Значение |
| Идентиф икационное наименование ПО | ПК «АРГО: Энергоресурсы» | Программный модуль Синхронизация времени |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 4.17 | 2.2.7.246 |
| Цифровой идентификатор ПО (MD5) | 8312d0ace5796c25b5561da5db45d a1e | a71584f56c55b4712c96bce79e 35 eb81 |
| Другие идентификационные данные | PowerDevices.dll | TwSynClock.exe |
ПО ИВК «АРГО: Энергоресурсы» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Уровень защиты программного обеспечения «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Компонентный состав ИК АИИС КУЭ и их основные характеристики приведены в таблице 2.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
| Таблица 2 - Состав ИК АИ | Э У К С И |
| № ИК | Наименование ИК | Состав измерительных каналов |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110/10/6 кВ "Залесье II" № 739, РУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, Ф-18 | ТПЛ-10У3 кл.т 0,5 Ктт = 30/5 Зав. № 52 106 Зав. № 52292 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1511 вб328 Рег. № 2611-70 | ЗЕВС 353 AR-TQXJDN/iR7 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 7025116 Рег. № 53919-13 | Supermicro SuperServer SYS-2027- TR-D70RF |
| 2 | ПС 110/10/6 кВ "Залесье II" № 739, РУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, Ф-19 | ТПЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № 00068-17; 00066-17; 00067-17 Рег. № 54717-13 | НТМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1511 вб328 Рег. № 2611-70 | ЗЕВС 353 AR-TQXJDN/iR7 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 8409098 Рег. № 53919-13 | Supermicro SuperServer SYS-2027- TR-D70RF |
| 3 | ПС 110/10/6 кВ "Залесье II" № 739, РУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, Ф-30 | ТПЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 00596-16; 00595-16 Рег. № 54717-13 | НТМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1511 вб328 Рег. № 2611-70 | ЗЕВС 353 AR-TQXJDN/iR7 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 8409032 Рег. № 53919-13 | Supermicro SuperServer SYS-2027- TR-D70RF |
| 4 | ПС 110/10/6 кВ "Залесье II" № 739, РУ 10 кВ, 1СШ 10 кВ, Ф-34 | ТПЛ-СЭЩ-10 кл.т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 00603-16; 00598-16 Рег. № 54717-13 | НТМИ-10 кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 1511 вб328 Рег. № 2611-70 | ЗЕВС 353 AR-TQXJDN/iR7 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 8409069 Рег. № 53919-13 | Supermicro SuperServer SYS-2027- TR-D70RF |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 5 | ПС 110/10/6 кВ "Залесье II" № 739, РУ 10 кВ, 2СШ 10 кВ, Ф-53 | ТОЛ-СЭЩ кл.т 0,5S Ктт = 100/5 Зав. № 08930-15; 08936-15; 00937-15 Рег. № 51623-12 | НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0263-15 Рег. № 51621-12 | ЗЕВС 353 AR-TQXJDN/iR7 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 8409096 Рег. №53919-13 | Supermicro SuperServer SYS-2027- TR-D70RF |
| 6 | ПС 110/10/6 кВ "Залесье II" № 739, РУ 10 кВ, 2СШ 10 кВ, Ф-54 | ТОЛ-СЭЩ кл.т 0,5S Ктт = 1500/5 Зав. № 09050-15; 09051-15; 09049-15 Рег. № 51623-12 | НАЛИ-СЭЩ кл.т 0,5 Ктн = 10000/100 Зав. № 0263-15 Рег. №51621-12 | ЗЕВС 353 AR-TQXJDN/iR7 кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 8409026 Рег. №53919-13 | Supermicro SuperServer SYS-2027- TR-D70RF |
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК (активная энергия) |
| Основная относительная погрешность ИК, (±5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % |
| cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5) | I1(2) %£I изм< 5 % | - | - | - | - | - | - |
| I5 %£I изм<I 20 % | 1,8 | 2,9 | 5,5 | 2,2 | 3,2 | 5,6 |
| I 2 0 % IA 1 я з 2 А 1 0 о ''ч ох | 1,2 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 2,1 | 3,2 |
| I100 “/о^изм^ШУо | 1,0 | 1,3 | 2,3 | 1,5 | 1,8 | 2,6 |
| 2 - 6 (Счетчик 0,5S; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | I1(2) %£I изм<I 5 % | 2,1 | 2,7 | 4,9 | 2,4 | 3,0 | 5,0 |
| I5 %£I изм< 20 % | 1,2 | 1,7 | 3,1 | 1,6 | 2,1 | 3,3 |
| I 2 0 % IA 1 я з 2 A 1 0 0 ©х | 1,0 | 1,3 | 2,3 | 1,5 | 1,8 | 2,6 |
| I100 “/о^изм^ШУо | 1,0 | 1,3 | 2,3 | 1,5 | 1,8 | 2,6 |
| Номер ИК | Диапазон значений силы тока | Метрологические характеристики ИК (реактивная энергия) |
| Основная относительная погрешность ИК, (±5), % | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, (±5), % |
| cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5) | НЧ 2) % 1Л нч и з 2 Л нч 5 % ©х | - | - | - | - |
| Ч % 1Л нч и з 2 Л нч 2 о % ©х | 4,6 | 3,0 | 5,5 | 4,1 |
| Ч20 %£Чизм<Ч100% | 2,6 | 1,8 | 3,9 | 3,4 |
| Ч100 %£Чизм£Ч120% | 2,1 | 1,5 | 3,6 | 3,3 |
| 2 - 6 (Счетчик 1,0; ТТ 0,5S; ТН 0,5) | 1Ч 2) % 1Л нч и з 2 Л нч % ©х | 4,1 | 2,7 | 5,1 | 4,0 |
| Ч5 %£Ч изм<Ч 20 % | 2,9 | 2,1 | 4,1 | 3,6 |
| Ч20 %£Чизм<Ч100% | 2,1 | 1,5 | 3,6 | 3,3 |
| 1Ч 0 0 % 1Л Ч Я з 2 1Л 1 2 о ''ч ©х | 2,1 | 1,5 | 3,6 | 3,3 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, (±Л), с | 5 |
| Примечания: 1 Погрешность измерений электрической энергии 51(2)%р и 51(2)%q для cosj=1,0 нормируется от 11%, погрешность измерений 51(2)%р и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от 12%. 2 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 3 В качестве характеристик относительной погрешности измерения электроэнергии и средней мощности указаны границы интервала, соответствующие доверительной вероятности равной 0,95. 4 Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что собственник АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном собственником порядке с внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. 5 Виды измеряемой электроэнергии для всех ИК, перечисленных в таблице 2, -активная, реактивная. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Нормальные условия применения: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - коэффициент мощности - частота, Гц температура окружающей среды, °С: - для счетчиков активной и реактивной энергии: | от 99 до 101 от 1 до 120 0,87 от 49,85 до 50,15 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от ^ом - коэффициент мощности, не менее - частота, Гц диапазон рабочих температур окружающей среды, °С: - для ТТ и ТН - для счетчиков магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 1 до 120 0,5 от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +10 до +30 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: счетчики электроэнергии: - средняя наработка до отказа, ч, не менее | 160000 |
| ИВК: - средняя наработка до отказа, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 100000 1 |
| Глубина хранения информации: счетчики электроэнергии: - сохранение в памяти, сут ИВК: - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений, лет, не менее | 30 3,5 |
Надежность системных решений:
резервирование питания ИВК с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты;
в журналах событий счетчиков и ИВК фиксируются факты параметрирования; пропадания напряжения и коррекции шкалы времени.
Защищенность применяемых компонентов:
наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
счетчиков электроэнергии;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
ИВК.
Наличие защиты на программном уровне: пароль на счетчиках электроэнергии, пароль на ИВК. Пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Возможность коррекции шкалы времени в счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована) и ИВК (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10У3 | 2 шт. |
| Трансформатор тока | ТПЛ- СЭЩ-10 | 7 шт. |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные | ЗЕВС 3ху | 6 шт. |
| Сервер ИВК | Supermicro SuperServer SYS-2027-TR-D70RF | 1 шт. |
| ПО | «АРГО: Энергоресурсы» | 1 шт. |
| Устройство синхронизации времени | TSP-901/485U | 1 шт. |
| Методика поверки | РТ-МП-5370-550-2018 | 1 экз. |
| Формуляр | РАГМ.411301.101.ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу РТ-МП-5370-550-2018 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГосМКБ Радуга им. А.Я. Березняка». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 03.08.2018 г.
Основные средства поверки:
- средства поверки в соответствии с нормативными документами на средства измерений, входящие в состав АИИС КУЭ;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 39952-08;
- радиочасы МИР РЧ-02, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 46656-11;
- прибор комбинированный Testo 622, регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 53505-13.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемого средства измерений с требуемой точностью.
Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма и (или) наклейки, наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ГосМКБ Радуга им. А.Я. Березняка». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений 2353/550-RA.RU.311703-2018 от 22.05.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Г осМКБ Радуга им. А.Я. Березняка»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72864-18: Методика поверки РТ-МП-5370-5 50-2018Скачать10.3 Мб