Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Арктик-энерго"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 476 п. 08 от 05.07.2012
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 47098
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Арктик-энерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень - измерительные каналы (далее - ИК), включающие в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 по ГОСТ Р 523232005 в режиме измерений активной электроэнергии, в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе RTU-325L (далее -УСПД), блок коррекции времени (БКВ) и каналообразующая аппаратура.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер базы данных, каналообразующую аппаратуру, устройство синхронизации времени, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК) состоят из последовательно соединенных элементов всех трех 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД RTU-325L, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по каналу Ethernet на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. В качестве резервного канала используется канал на основе GSM связи. По запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы по проводным каналам связи, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации от ИВК в ИАСУ КУ ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» Кольское РДУ, ОАО «Колэнергосбыт» осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), подключенного к серверу БД и блоком коррекции времени (далее - БКВ) и подключенного к УСПД. Устройство синхронизации времени и БКВ обеспечивают автоматическую коррекцию часов сервера БД и УСПД соответственно, сличение часов сервера БД и УСПД с временем соответстующего приемника. Коррекция часов сервера БД и УСПД проводится при расхождении часов сервера БД и УСПД и времени соответствующего приемника более чем на ±1 с. В случае сбоя одного из источников синхронизации коррекция времени может быть настроена от устройства с исправным устройством синхронизации времени (УСПД или сервер БД). Часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в 30 минут, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ±2 с. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «Арктик-энерго» используется ПО «Альфа ЦЕНТР», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПО «Альфа ЦЕНТР» 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 «Альфа ЦЕНТР».

Таблица 1 — Метрологические значимые модули ПО

Наименование

программного

обеспечения

Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения)

Наименование

файла

Номер версии программного обеспечения

Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения

1

2

3

4

5

6

ПО «АльфаЦЕНТР»

программа-планировщик опроса и передачи данных

amrserver.exe

v.12.01.01

.01

6a6fb014f69ccc96

3f4c59449fd933a9

MD5

драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

amrc.exe

ff7904bc8feadbe5

66aed283a063cdd

7

драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

amra.exe

73e5ec4ad16ec49

67b361946e0aeaa

cc

1

2

3

4

5

6

ПО «АльфаЦЕНТР»

драйвер работы с

БД

cdbora2.dll

v.12.01.01

.01

1285eec8e0179fcf

3b44645747eb605

6

MD5

библиотека шифрования пароля счетчиков

encryptdll.dll

0939ce05295fbcb

bba400eeae8d057

2c

библиотека сообщений планировщика опросов

alphamess.dll

b8c331abb5e3444

4170eee9317d635

cd

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительно-информационных комплексов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительно-информационных комплексов и их метрологические характеристики_

Номер

точки

изме

рений

Наименование точки измерений

Состав измерительно-информационных комплексов

Вид

элек-

тро-

энер

гии

Метрологические

характеристики

ТТ

ТН

Счетчик

УСПД

Основная погрешность, %

Погрешность в рабочих условиях, %

1

ПС-11Б Ф-1

ТЛП-10 Кл.т. 0,2s 1000/5 ф.А №23364 ф.В №23368 ф.С №23365

НАМИ-10-95 УХЛ2/ 2хНТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 №740/3127* 7417

A1805RL-

P4GВ-DW-

4

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06995197

RTU-325L Зав. № 004181

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,0

±2,3

±4,8

2

ПС-11Б Ф-21

ТЛП-10 Кл.т. 0,2s 1000/5 ф.А №23366 ф.В №23369 ф.С №23367

НТМИ-10-

66/ 2хНТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 №227/3127* 7417

A1805RL-

P4GВ-DW-

4

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 06995214

актив

ная

реак

тивная

±1,0

±2,0

±2,3

±4,8

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3.    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uh; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;

-    температура окружающей среды: (20±5) °С.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

-    для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон

силы первичного тока - (0,02 - 1,2) Ih1; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 +

1.0    (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    для счетчиков электроэнергии Альфа1800:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон

силы вторичного тока - (0,02 - 1,2) Ih2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 +

1.0    (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    допускаемая температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 °С до +

50°С; счетчиков - от минус 40 °С до + 65 °С; УСПД - от минус 10 °С до + 50 °С;

ИВК - от + 10 °С до + 25 °С;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд, значений силы тока, равных 2 (5) % от 1ном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-05, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83.

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником оборудования порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    счетчик А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

-    УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 часа;

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД 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 УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция часов счетчиков и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиками.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчиков;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательных коробок;

-    УСПД;

-    ИВК.

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-

нии:

-    электросчетчиков;

-    УСПД;

-    ИВК.

Возможность корректировки часов в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 3 года;

-    ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Арктик-энерго» типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства

измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Г осреестр №

Количество, шт.

Трансформаторы тока ТЛП-10

30709-08

6

Трансформатор напряжения антирезонансные трехфазные НАМИ-10-95 УХЛ2

20186-00

1

Трансформаторы напряжения НТМИ-10-66

831-69

3

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800

31857-06

2

Устройства сбора и передачи данных RTU-325L

37288-08

1

Методика поверки

-

1

Формуляр

-

1

Руководство по эксплуатации

-

1

Поверка

осуществляется по документу МП 50375-12 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Арктик-энерго». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июне 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

•    Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

•    Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

•    Альфа А1800 - по методике поверки МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;

•    Устройства сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L - по документу ДЯИМ.466453.005 МП;

•    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

•    переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии

ООО «Арктик-энерго».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Арктик-энерго»

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.

ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Арктик-энерго».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание