Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бухарестская 2» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ, построенная на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии "АльфаЦЕНТР" (Госреестр № 44595-10) и представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее по тексту - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее по тексту - ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе Inwin TC 450W/MHASUS (заводской номер SSC61176317) с программным обеспечением ПО "АльфаЦЕНТР", устройство синхронизации системного времени а также, совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижнего уровня, ее обработку и хранение.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
Принцип действия:
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают
на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной, реактивной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии без учета коэффициентов трансформации. Сервер ИВК автоматически проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчиков (один раз в 30 минут).
На верхнем - втором уровне системы выполняется обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов.
Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений внешним организациям осуществляется по основному и резервному каналам связи, организованным по беспроводным технологиям на базе сетей различных операторов сотовой связи стандарта GSM 900/1800.
Коррекция часов счетчиков производится от часов сервера БД энергосбытовой компании в ходе опроса. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов сервера БД и часов счетчиков АИИС КУЭ превосходит ± 2 с.
Журнал событий счетчиков электрической энергии отражает: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков ПО сервера ИВК на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР».
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологически значимые модули
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ПО «АльфаЦЕНТР» | Версия 12 | 3e736b7f380863f44cc8e6f7b d211c54 | ас imetrology.dll | MD5 |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бухарестская 2».
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бухарестская 2» в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК АИИС КУЭ | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ТП-8503 Ввод 1 | ТОЛ-10-I Кт= 200/5; Кл.т. 0,5S; Зав.№ 22806, 22799, 22801 № Госреестра СИ: 15128-07 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт=10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 256110000012 № Госреестра СИ: 16687-07 | Меркурий 230ART2-00 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 13072410 № Госреестра СИ: 23345-07 | Inwin TC 450W/MnASUS Зав. № SSC61176317 | Актив/реактив Отдача/прием |
| 2 | ТП-8503 Ввод 2 | ТОЛ-10-I Кт= 200/5; Кл.т. 0,5S; Зав.№ 22698, 22803, 22800 № Госреестра СИ: 15128-07 | НАМИТ-10-2 УХЛ2 Кт=10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№( 1626120000001 № Госреестра СИ: 16687-07 | Меркурий 230ART2-00 PQRSIDN Кл.т. 0,5S/1,0 Зав.№ 13072371 № Госреестра СИ: 23345-07 | Актив/реактив отдача/прием |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cos ф | 81(2)%, | 85 %, | 820 %, | 8100 %, |
| I1(2)% — I изм<1 5 % | I5 %—I Пз'|<1 20 % | I20 %-1|гл|<1|00% | I100 %—1изм—I120% |
| 1, 2 | 1,0 | ±2,2 | ±1,3 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±3,1 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±5,6 | ±3,3 | ±2,5 | ±2,5 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 1, 2 | cos ф | 81(2)%, | 85 %, | 820 %, | 8100 %, |
| I1(2)% — I изм<1 5 % | I5 %—I Пз'|<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | I100 %—1изм—I120% |
| 0,8 | ±5,1 | ±3,6 | ±3,0 | ±3,0 |
| 0,5 | ±3,5 | ±2,9 | ±2,5 | ±2,5 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 51(2)%P и 5i(2)%q для еозф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и 51(2)%Q для еosф<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Ыном до 1,02^Ыном;
- сила тока от 1ном до 1,2-1ном, еosф=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети ОЛ/Ыном до 1,1-ином,
- сила тока от от 0,0Ь1ном до 1,2-1ном для ИИК № 1, 2;
- температура окружающей среды:
- для счетчиков от плюс 15 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2003;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2003.
6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчик Меркурий 230ART2 - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;
- сервер ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 35558 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков Тв < 24 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере ИВК;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик Меркурий 230ART2 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 85 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 Трансформаторы тока | ТОЛ-10-1-1-У2 | 6 |
| 2 Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 2 |
| 3 Счетчик | Меркурий 230ART2-00 PQRSIDN | 2 |
| 4 3G-роутер | IRZ RUH2 | 1 |
| 5 Сотовый терминал | IRZ MC52it | 2 |
| 6 Преобразователь интерфейсов | МОХА NPort 6450 | 1 |
| 7 Сервер ИВК | Inwin TC 450W/MHASUS | 1 |
| 8 ПО (комплект) | АльфаЦЕНТР | 1 |
| 9 Методика поверки | МП 1823/550-2014 | 1 |
| 10 Паспорт-формуляр | ЭУАВ.091210.030.АИ-ПС | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1823/550-2014 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) «Бухарестская 2». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в апреле 2014 года.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков Меркурий 230ART2 - по методике поверки АВЛГ.411152.021 РЭ1, утверждённой ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21.05.2007 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика измерений электрической
энергии и мощности с измерительной системы «Бухарестская 2».
Свидетельство об
использованием системы автоматизированной информационнокоммерческого учета электрической энергии и мощности
аттестации методики измерений № 01.00292.432.00313-2014,
аттестована в соответствии с ГОСТ Р 8.563 ФБУ «Тест-С.-Петербург» 24 января 2014г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6 ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Счетчики статические реактивной энергии.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
