Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Мурманский Морской Торговый Порт» (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), которые включают в себя трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (далее - УССВ-2), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), программное обеспечение (далее - ПО) ПО «АльфаЦЕНТР».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML на АРМ субъекта оптового рынка.
АРМ субъекта оптового рынка в автоматическом режиме по сети Internet с использованием электронной подписи (далее по тексту - ЭП) раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС». Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена УССВ-2, на основе приемника сигналов точного времени от навигационных космических аппаратов систем ГЛОНАСС/GPS. УССВ-2 обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД. Коррекция часов сервера БД проводится при расхождении часов сервера БД и времени УССВ-2 более чем на ±1 с. Коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и сервера БД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.01 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| о, е м о К | | Измерительные компоненты | | Метрологические характеристики ИК |
| | | | | | Вид | | Погреш- |
| Наименование ИК | | | | УСПД | электро | Основная | ность в |
| | ТТ | ТН | Счётчик | / | энергии | погреш | рабочих |
| | | | | УССВ | | ность, % | условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 1 | ПС 35 кВ №301, ЗРУ-6 кВ, 1 сек.ш. | ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 | НТМИ-6 Кл. т. 0,5 | A1805RL-P4GB- DW-4 | | активная | ±1,2 | ±4,1 |
| 6 кВ, яч.15, КЛ 6 кВ | Ктт 400/5 Рег. № 814-53 | Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | | реактивная | ±2,8 | ±7,1 |
| | ПС 35 кВ №301, | ТПЛМ-10 | НТМИ-6 | A1805RL-P4GB- | | активная | ±1,2 | ±4,1 |
| 2 | ЗРУ-6 кВ, 1 сек.ш. | Кл.т. 0,5 | Кл. т. 0,5 | DW-4 | |
| 6 кВ, яч.19, КЛ 6 кВ | Ктт 400/5 Рег. № 2363-68 | Ктн 6000/100 Рег. № 831-53 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | | реактивная | ±2,8 | ±7,1 |
| | ПС 35 кВ №301, | ТОЛ 10 | НАМИ-10 | A1805RL-P4GB- | - | активная | ±1,0 | ±4,1 |
| 3 | ЗРУ-6 кВ, 2 сек.ш. | Кл.т. 0,5 | Кл. т. 0,2 | DW-4 | / |
| 6 кВ, яч.44, КЛ 6 кВ | Ктт 400/5 Рег. № 7069-79 | Ктн 6000/100 Рег. № 11094-87 | Кл. т. 0,5S/1,0 Рег. № 31857-06 | УССВ-2 Рег. № | реактивная | ±2,5 | ±7,1 |
| | | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 Ктт 100/5 Рег. № 47958-11 | ЗНОЛПМ-6 | | 54074-13 | | | |
| | ТП-8 6 кВ, РУ-6 | Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | активная | ±1,1 | ±3,1 |
| 4 | кВ, 1 сек.ш. 6 кВ, | Ктн | Кл. т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч.2, КЛ 6 кВ | 6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 | Рег. № 36697-17 | | реактивная | ±2,6 | ±5,6 |
| | ТП-8 6 кВ, РУ-0,4 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 300/5 Рег. № 71031-18 | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | | активная | ±0,8 | ±3,0 |
| 5 | кВ, 1 сек.ш. 0,4 кВ, | - | Кл. т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч.2, КЛ 0,4 кВ | | Рег. № 36697-17 | | реактивная | ±2,2 | ±5,5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| | ТП-8 6 кВ, РУ-0,4 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 71031-18 | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | | активная | ±0,8 | ±3,0 |
| 6 | кВ, 2 сек.ш. 0,4 кВ, | - | Кл. т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч.10, КЛ 0,4 кВ | | Рег. № 36697-17 | | реактивная | ±2,2 | ±5,5 |
| | ТП-8 6 кВ, РУ-0,4 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 400/5 Рег. № 71031-18 | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | | активная | ±0,8 | ±3,0 |
| 7 | кВ, 3 сек.ш. 0,4 кВ, | - | Кл. т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч.16, КЛ 0,4 кВ | | Рег. № 36697-17 | | реактивная | ±2,2 | ±5,5 |
| | ТП-8 6 кВ, РУ-0,4 | Т-0,66 У3 Кл.т. 0,5S Ктт 600/5 Рег. № 71031-18 | | СЭТ-4ТМ.03М.08 | - | активная | ±0,8 | ±3,0 |
| 8 | кВ, 3 сек.ш. 0,4 кВ, | - | Кл. т. 0,2S/0,5 | / | | | |
| | яч.17, КЛ 0,4 кВ | | Рег. № 36697-17 | УССВ-2 Рег. № 54074-13 | реактивная | ±2,2 | ±5,5 |
| | ТП-12 6 кВ, РУ-6 | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 Ктт 150/5 Рег. № 47958-11 | ЗНОЛПМ-6 Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | активная | ±1,1 | ±3,1 |
| 9 | кВ, 1 сек.ш. 6 кВ, | Ктн | Кл. т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч.1, КЛ 6 кВ | 6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 | Рег. № 36697-17 | | реактивная | ±2,6 | ±5,6 |
| | | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5 Ктт 200/5 Рег. № 47958-16 | ЗНОЛПМ-6 | | | | | |
| | ТП-12 6 кВ, РУ-6 | Кл. т. 0,5 | СЭТ-4ТМ.03М | | активная | ±1,1 | ±3,1 |
| 10 | кВ, 1 сек.ш. 6 кВ, | Ктн | Кл. т. 0,2S/0,5 | | | | |
| | яч.3, КЛ 6 кВ | 6000:V3/100:V3 Рег. № 46738-11 | Рег. № 36697-17 | | реактивная | ±2,6 | ±5,6 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ АИИС КУЭ, с | ±5 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях указана cosj = 0,8 инд 1=0,02(0,05)1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК №№ 1 - 10 от минус 40 до плюс 60 °C.
4 Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, УССВ на однотипный утвержденного типа, при условии, что предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
6 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
7 Допускается изменение наименований ИК, без изменения объекта измерений.
8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._
Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 10 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uhom | от 98 до 101 |
| - ток, % от Ihom | от 100 до 120 |
| - частота, Г ц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cosj | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uhom | от 90 до 110 |
| - ток, % от Ihom | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд до 0,8 емк |
| - частота, Гц | от 47,5 до 52,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчетчиков, оС | от -40 до +60 |
| - температура окружающей среды в месте расположения сервера, оС | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УССВ оС | от -10 до +55 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчетчики: | |
| - среднее время наработки на отказ счетчика A1805RL-P4GB-DW-4 (Рег.№ 31857-06), ч, не менее | 120000 |
| - среднее время наработки на отказ счетчика СЭТ-4ТМ.03М (Рег.№ 36697-17), ч, не менее | 220000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч Сервер: | 2 |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | 114 |
| направлениях, сут., не менее | |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации | |
| состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему АИИС КУЭ АО «Мурманский Морской Торговый Порт» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ_
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТОЛ 10 | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 6 |
| Трансформатор тока | Т-0,66 У3 | 12 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛПМ-6 | 6 |
| Счетчик электроэнергии | СЭТ-4ТМ.03М | 3 |
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Счетчик электроэнергии | СЭТ-4ТМ.03М.08 | 4 |
| Счетчик электроэнергии | A1805RL-F4GB-DW-4 | 3 |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «АльфаЦентр» | 1 |
| Методика поверки | МП СМО-1811-2020 | 1 |
| Паспорт-Формуляр | РЭСС.411711.АИИС.693 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП СМО-1811-2020 «Государственная система обеспечения единства измерений. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Мурманский Морской Торговый Порт». Методика поверки», утвержденному АО «РЭС Групп» 23.11.2020 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М (Рег.№ 36697-17) - по документу ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации, Часть 2. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 03.04.2017 г;
- счетчиков A1805RL-P4GB-DW-4 (Рег.№ 31857-06) - по документу МП-2203-00422006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19.05.2006 г;
- устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (Рег.№ 54074-13) - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 17 мая 2013 г.;
- радиочасы МИР РЧ-02.00, Рег. № 46656-11;
- прибор для измерения электроэнергетических величин и показателей качества электрической энергии Энергомонитор-3.3Т1, Рег. № 39952-08;
- миллитесламетр ТПУ-01: рег. № 28134-12;
- термогигрометр «Ива-6Н-КП-Д», Рег. № 46434-11;
- термометр стеклянный жидкостный вибростойкий авиационный ТП-6, Рег. № 25749.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих - кодом и (или) оттиском клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Мурманский Морской Торговый Порт», аттестованном ФБУ «Ивановский ЦСМ», аттестат об аккредитации № RA.RU.311260 от 17.08.2015 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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
80878-20: Методика поверки МП СМО-1811-2020Скачать11.9 Мб