Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительный канал (ИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5S и счетчики активной и реактивной электроэнергии Альфа А1800 класса точности 0,5S (в части активной электроэнергии) и 1,0 (в части реактивной электроэнергии), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Счетчик электрической энергии обеспечен энергонезависимой памятью для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а так же запрограммированных параметров.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
Этот уровень обеспечивает выполнение следующих функций:
- сбор информации (результаты измерений, журнал событий);
- обработку данных и их архивирование;
- хранение информации в базе данных сервера филиала ОАО «Федеральная Сетевая Компания Единой Энергетической Системы» - МЭС Востока (филиала ОАО «ФСК ЕЭС» -МЭС Востока) не менее 3,5 лет;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники ОРЭ.
ИВК включает в себя: сервер коммуникационный, сервер архивов и сервер баз данных; устройства синхронизации системного времени на базе приемника GPS; автоматизированных рабочих мест (АРМ) на базе ПК; каналообразующей аппаратуры; средств связи и передачи данных.
Измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК) состоят из двух уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные 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
лист № 2 всего листов 8 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 интервалах времени, длительность которых задается программно и может составлять 1, 2, 3, 5, 10, 15, 30 минут. В памяти счетчиков ведутся профили нагрузки и графики параметров сети.
Коммуникационный сервер ПО «Альфа-Центр» проводит автоматический опрос счетчика АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация». Опрос выполняется по каналу связи, используя технологии передачи данных по сетям GSM с помощью GSM модема Wavecom.
По окончании опроса коммуникационный сервер автоматически передает полученные данные в базу данных сервера БД ИВК ЦСОД МЭС Востока. В сервере БД ИВК ЦСОД МЭС Востока информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ) построена на базе навигационного приемника глобальной системы позиционирования (GPS). GPS - приемник подключен к устройству синхронизации системного времени yCCB-35HVS, которое подключено по интерфейсу RS232 непосредственно к коммуникационному серверу ИВК. В программных настройках сервера ИВК установлен признак ведения времени от GPS.
УССВ синхронизирует внутренние часы сервера БД ИВК ЦСОД МЭС Востока при расхождении внутренних часов сервера и УССВ при расхождении на величину более ± 2 с.
Таким образом, СОЕВ АИИС ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация» обеспечивает погрешность часов компонентов в системе не хуже нормированного значения ± 5 секунд.
Защита от несанкционированного доступа предусмотрена на всех уровнях сбора, передачи и хранения коммерческой информации и обеспечивается совокупностью технических и организационных мероприятий.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
Таблица 1. Идентификационные данные специализированного программного обеспечения (далее - СПО), установленного в ИВК (ЦСОД) АИИС КУЭ ЕНЭС МЭС Востока.____________
| 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 |
| ПО «Альфа-Центр» | Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) | Amrserver.exe | 11.07.01.01 | e357189aea046 6e98b0221dee 68d1e12 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | 745dc940a67cf eb3a1b6f5e4b1 7ab436 | MD5 |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | ed44f810b77a6 782abdaa6789 b8c90b9 |
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | 0ad7e99fa2672 4e65102e2157 50c655a |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков A1700,A1140 | encryptdll.dll | 0939ce05295fb cbbba400eeae8 d0572c |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e3 4444170eee93 17d635cd |
• Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 2 нормированы с учетом ПО;!
• Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительного канала (ИК) и метрологические характеристики измерительно-информационного комплекса (ИИК) АИИС КУЭ приведен в таблице 2.
Таблица 2. Состав ИК и метрологические характеристики ИИК
| Канал измерений | Состав ИКексов | Ктт •Ктн •Ксч | Наименование измеряемой величины | Вид энергии | Метрологические характеристики |
| Номер ИИК | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер | Основная относительная погрешность ИИК, (±6) % | Относительная погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации, (±6) % |
| Gos ф = 0,87 sin ф = 0,5 | oos ф = 0,5 sin ф = 0,87 |
| 1—н | КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация» | ТТ | Kt=0,5S Ktt=50/5A №36382-07 | А | Т-0,66 М | 027723 | 10 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ | активная реактивная | 1,0 2,1 | 4,9 4,1 |
| B | Т-0,66 М | 027724 |
| C | Т-0,66 М | 027725 |
| ТН | - | А | - | - |
| B |
| C |
| Счет чик | Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 №31857-06 | A1805RALQ-P4GB- DW-4 | 01229692 |
лист № 5
всего листов 8
Примечания:
1. 1. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации, ± %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,5 (sin(p=0,87), токе ТТ, равном 2 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 °С до 30 °С .
2. Нормальные условия:
- параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;
- параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока (1,0 - 1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cosф ^пф) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха: ТТ - от минус 40 °С до 50 °С;ТН- от минус 40 °С до 50 °С;
счетчиков: в части активной энергии (23±2) °С, в части реактивной энергии (20±2) °С; УСПД - от 15 °С до 25 °С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
3. Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uu1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^шф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 30°С до 35°С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.3
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 -1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^шф) 0,5-1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от 15 °С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (40-60) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от 15°С до 30°С;
- относительная влажность воздуха (70±5) %;
- атмосферное давление (100±4) кПа
4. Измерительные каналы включают измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, счетчики электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электрической энергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электрической энергии;
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация» как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 120000 часов; среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 45000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;
- журналы событий счетчика фиксируют факты:
- параметрирование;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
лист № 6 всего листов 8
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:
- пароль на счетчике;
- пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - С.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- 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 при отключении питания: для счетчиков типа Альфа А1800 - не менее 30 лет;
- ИВК - результаты измерений, состояние объектов и средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация» представлена в таблице 3.
Таблица 3. Комплектность АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация»
| Наименование (обозначение) изделия | Кол. (шт) |
| Трансформаторы тока Т-0,66 М | 3 |
| Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный Альфа А1800 | 1 |
| GSM-модем Siemens MC-35, GSM-модем Wavecom | 2 |
| УССВ 35HVS1 | 1 |
| Методика поверки | 1 |
| Формуляр | 1 |
| Инструкция по эксплуатации | 1 |
Поверка
осуществляется по документу «МП 49726-12 Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в марте 2012 года.
Перечень основных средств поверки:
- Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- Средства измерений МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- Счетчик Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 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 ЕМНК.466454.030-364.ИЭ «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского МСК (применительно к АИИС КУЭ ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация»). Инструкция по эксплуатации комплекса технических средств».
Нормативные документы
электроэнергии ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского предприятия МЭС Востока КТПН 10/0,4 кВ ОАО «Вымпел-Коммуникация»
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока.
Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ЕМНК.466454.030-364.ИЭ «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ПС 220/35/28/10 кВ «Магдагачи» Амурского МСК»
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
