Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Камышинский Текстиль» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов 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 (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, 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 (ИВК) с функциями информационно-вычислительного комплекса электроустановок (ИВКЭ) включает в себя сервер баз данных (далее - сервер БД) с программным обеспечением (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», устройство синхронизации системного времени УССВ-2, автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы преобразователя интерфейсов, далее по каналу связи с помощью сети Ethernet - на сервер БД, где осуществляется обработка измерительной информации, вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии 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 Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени УССВ-2, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности привязки выходного сигнала 1 Гц (1 PPS) к шкале времени UTC (SU) ± 1 мкс. Часы сервера БД синхронизированы с УССВ-2, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более ±1 с. Сравнение показаний часов счетчиков с часами сервера БД производится во время сеанса связи со счётчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и часов сервера БД ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Передача информации от счётчиков электрической энергии до сервера БД реализована с помощью каналов связи, задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов указанных устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Альфа-ЦЕНТР».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО
Идентиф икационные признаки | Значение |
Идентиф икационное наименование ПО | Amrser- ver.exe | Amrc.exe | Ameta.exe | Cdbora2.dll | En- cryptdll.dll | Al- phamess.dll |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 15.02.01.01 |
Цифровой идентификатор ПО | d33d68e1 075c6e81 310de2ae0 7ea685a | fa286953 fe361b56 8a87a108 ccc7daf2 | 5dd3f988b e4b717e9e 0b6c1e3e7 7685a | 7db1e41730 56a92e733ef ccfc56bc99e | 0939ce052 95fbcbbba 400eeae8d 0572c | b8c331abb5 e34444170e ee9317d635 cd |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Но мер ИК | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Вид элек- тро- энер гии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | ИВК | Основная по-грешность, % | По-грешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 | ТП-5, РУ-10 кВ, яч. 1 | ТПЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 65694 Зав. № 65695 | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1020 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112141523 | HP ProLiant DL320e Зав. № CZ144202 D8 | актив ная реак тив- ная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 |
2 | ТП-25А, РУ-10 кВ, яч. 1 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 18960 Зав. № 79120 | НОМ-10- 66У4 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3131 Зав. № 3135 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112140305 | актив ная реак тив- ная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 |
3 | ТП-25А, РУ-10 кВ, яч. 9 | ТПЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 0432 Зав. № 1606 | НОМ-10- 66У4 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 3132 Зав. № 6266 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112143484 | актив ная реак тив- ная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 |
4 | ТП-7А, РУ-10 кВ, яч. 1 | ТПЛ-10 У3 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 1444 Зав. № 2049 | НТМИ-10- 66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2716 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112141505 | актив ная реак тив- ная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 |
5 | ТП-7А, РУ-10 кВ, яч. 15 | ТПЛ-10 Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 488 Зав. № 542 | НТМИ-10- 66У3 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2831 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1112143491 | актив ная реак тив- ная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
6 | ТП-5, РУ-10 кВ, яч. 18 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 30775 Зав. № 43081 | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 1013 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 1112140696 | HP ProLiant DL320e Зав. № CZ144202 D8 | актив ная реак тив- ная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 |
7 | ТП-7, РУ-10 кВ, яч. 18 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № 1728 Зав. № 6297 | НТМИ-10 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 987 | ПСЧ-4ТМ.05МК.00 Кл.т. 0,5 S/1,0 Зав. № 1112141617 | актив ная реак тив- ная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,7 |
Примечания
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) ин; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.; частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающей среды: (23 ± 2) °С.
4 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,05) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 -
0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
5 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5 % 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена сервера и УССВ-2 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
7 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- устройство синхронизации системного времени УССВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 74 500 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
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:
- параметрирования;
- пропадания напряжения на счетчике;
- коррекции времени в счетчике;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер - 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 «Камышинский Текстиль» 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 компонента | Тип компонента | № Г осреестра | Количество |
Трансформаторы тока проходные с литой изоляцией | ТПЛ-10 | 1276-59 | 8 |
Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 2363-68 | 2 |
Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 1261-02 | 4 |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-10 | 831-53 | 3 |
Трансформаторы напряжения | НОМ-10 | 363-49 | 4 |
Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 У3 | 831-69 | 2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК | 50460-12 | 7 |
У стройства синхронизации системного времени | УССВ-2 | 54074-13 | 1 |
Методика поверки | — | — | 1 |
Формуляр | — | — | 1 |
Руководство по эксплуатации | — | — | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 60898-15 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Камышинский Текстиль». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» 23 апреля 2015 г.
Перечень основных средств 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»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК - в соответствии с документом «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167 РЭ1, утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 марта 2011 г.;
- устройства синхронизации системного времени УССВ-2 - в соответствии с документом МП-РТ-1906-2013 (ДЯИМ.468213.001МП) «Устройства синхронизации системного времени УССВ-2. Методика поверки», утвержденным руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Ростетс-Москва» 17 мая 2013 г.;
- 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;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Камышинский Текстиль»», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Камышинский Текстиль»
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.