Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Бухарестская 2"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 610 п. 17 от 15.05.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

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.

Развернуть полное описание