Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Камышинский Текстиль"

Основные
Тип
Зарегистрировано поверок 2
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года
Найдено поверителей 1

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.

Развернуть полное описание