Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "РУСАЛ Урал" Филиал "РУСАЛ Волгоград" (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов 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-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее -ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-й уровень - представляет собой информационно-вычислительный комплекс (далее -ИВК), включающий в себя высокопроизводительный сервер DEPO Race S440H с установленным программным обеспечением ПО "Альфа ЦЕНТР", NTР-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ", локально-вычислительную сеть, автоматизированное рабочее место (далее - АРМ), технические средства приёма-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, 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. Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на вход
соответствующего конвертера RS-422/485 в Ethernet, далее с помощью стека протокола TCP/IP-адресации данные поступают на верхний уровень системы (сервер), где осуществляется хранение, накопление и обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Отчеты в формате ХМЬ формируются на ИВК АИИС КУЭ, подписываются электронной цифровой подписью (ЭЦП) и отправляются по каналу связи сети Интернет в АО "АТС", региональному филиалу АО "СО ЕЭС" и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Уровень ИВК также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Интернет.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. В качестве источника синхронизации времени ИВК используется КТР-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ", обеспечивающий передачу точного времени через глобальную сеть Интернет. Синхронизация системного времени NTP-сервера первого уровня осуществляется от сигналов шкалы времени Государственного первичного эталона времени и частоты. Погрешность синхронизации системного времени NTP-серверов первого уровня относительно шкалы времени UTC (SU) не превышает 10 мс. Сервер периодически сравнивает свое системное время с часами NTP-сервера. Сличение часов сервера осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Синхронизация показаний часов счетчиков с часами сервера производится во время сеанса связи со счетчиками. Сличение времени часов счетчиков с временем часов сервера осуществляется один раз в сутки, корректировка времени часов счетчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера ±2 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) до и после проведения процедуры коррекции часов устройств.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО "АльфаЦЕНТР". Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -"средний" в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование модуля ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| о, <и ме о я | Наименование измерительного канала | Состав измерительного канала |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | УССВ/ Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | КПП-1 ввод В-1 10 кВ | ТЛШ-10 Ктт = 5000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 11077-07 | TDC-4 Ктн = 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-07 | X о 4 5 <и о ев о P W а Рч н е и g е и К е м е р ю о г о н ч о т р е в а <и с - P T £ |
| 2 | КПП-1 ввод В-3 10 кВ | ТЛШ-10 Ктт = 5000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 11077-07 | TDC 4 Ктн = 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-07 |
| 3 | КПП-1 ввод В-5 10 кВ | ТЛШ-10 Ктт = 5000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 11077-07 | TDC 4 Ктн = 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-07 |
| 4 | КПП-1 ввод В-6 10 кВ | ТЛШ-10 Ктт = 5000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 11077-07 | TDC 4 Ктн = 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-07 |
| 5 | КПП-1 ввод В-7 10 кВ | ТЛШ-10 Ктт = 5000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 11077-07 | TDC 4 Ктн = 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-07 |
| 6 | КПП-1 ввод В-8 10 кВ | ТЛШ-10 Ктт = 5000/1 Кл. т. 0,2S Рег. № 11077-07 | TDC 4 Ктн = 10000/V3/100/V3 Кл. т. 0,2 Рег. № 17081-98 | EA02RALX-P4-BN-3 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 16666-07 |
| 7 | КПП-1 10 кВ РУ-10 кВ 1 СШ-10 кВ яч.13 | ТЛК-10 Ктт = 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 9143-06 | НАМИТ-10 Ктн = 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
| 8 | КПП-1 10 кВ РУ-10 кВ 2 СШ-10 кВ яч.18 | ТЛК-10 Ктт = 200/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 9143-06 | НАМИТ-10 Ктн = 10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. № 16687-07 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 27524-04 |
Продолжение таблицы 2_
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена УССВ на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номер ИК | Вид электрической энергии | Границы основной погрешности, (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±5),% |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1,2,3,4,5,6 | Активная Реактивная | 0,6 1,0 | 1.3 2.3 |
| 7,8 | Активная Реактивная | 1,2 1,9 | 2,6 4,2 |
| Примечания: 1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95 3 Границы погрешности результатов измерений приведены для cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий, и при cos9=0,8 (sin9=0,6), токе ТТ, равном 2 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от 5 до 35 °С. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 8 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды , °С - частота, Гц | от 98 до102 от 100 до 120 0,8 от +21 до +25 50 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности cosj (sinj) - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С: - температура окружающей среды для сервера, °С: - атмосферное давление, кПа - относительная влажность, не более ,% - частота, Гц | от 90 до 110 от 2 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк от -40 до +70 от 5 до +35 от 10 до +30 от 80 до 106,7 98 от 49,6 до 50,4 |
| 1 | 2 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики ЕвроАльфа: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 80000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики СЭТ-4ТМ.03: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 90000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики: | |
| ЕвроАльфа: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 336 |
| СЭТ-4ТМ.03: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, | |
| сутки, не менее | 113,7 |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;
В журналах событий фиксируются факты:
- в журнале событий счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
- защита на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| Трансформатор тока | ТЛШ-10 | 12 |
| ТЛК-10 | 4 |
| Ттрансформатор напряжения | TDC 4 | 12 |
| НАМИТ-10 | 2 |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный | EA02RALX-P4-BN-3 | 6 |
| СЭТ-4ТМ.03 | 2 |
| У стройство синхронизации системного времени | NTР-сервер точного времени ФГУП "ВНИИФТРИ" | 1 |
| Сервер | DEPO Race S440H | 1 |
| ПО | АльфаЦентр | 1 |
| Документация |
| Методика поверки | МП 26.51.43-04-3443124794-2018 | 1 |
| Формуляр | ФО 22498673.422231.18/010 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 26.51.43-04-3443124794-2018. "Система автоматизи-рованная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии АО "РУСАЛ Урал" Филиал "РУСАЛ Волгоград". Измерительные каналы. Методика поверки", утвержденному ФБУ "Самарский ЦСМ" 07.06.2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к документу ИЛГШ.411152.124 РЭ "Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03. Руководство по эксплуатации", методика поверки согласована ГЦИ СИ ФБУ "Нижегородский ЦСМ" 10.09.2004 г.;
- Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа по документу "ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки №026/447-2007", согласованной ГЦИ СИ ФГУ "Ростест-Москва" в сентябре 2007 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений 27008-04);
- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);
- барометр-анероид метеорологический БАММ-1 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 5738-76);
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);
- мультиметр "Ресурс-ПЭ-5" (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
"Методика измерений электроэнергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО "РУСАЛ Урал" Филиал "РУСАЛ Волгоград", МВИ 26.51.43-04-3443124794-2018, аттестованной ФБУ "Самарский ЦСМ" 28.05.2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
71927-18: Методика поверки МП 26.51.43-04-3443124794-2018Скачать571.4 Кб