Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ООО «ВОЛМА» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля выработки и потребления электроэнергии и мощности по точкам поставки, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ПАК ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» Волгоградское РДУ, ООО «Г АРАНТ ЭНЕРГО» в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ.
Полученные данные и результаты измерений используются для расчета учетных показателей в точках поставки согласованных со смежными субъектами ОРЭМ, а также могут использоваться для оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ, построена на основе ИВК «Альфа Центр» (Госреестр № 44595-10) и представляет собой автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), который включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту -счетчики), вторичные измерительные цепи.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя сервер базы данных (СБД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированное рабочее место оператора (АРМ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве СБД используется компьютер на базе серверной платформы DELL Power Edge R210 с программным обеспечением ИВК «Альфа Центр».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений смежным субъектам ОРЭМ в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
Для получения информации со счетчиков СБД формирует запрос. Счетчик в ответ, по информационным линиям связи интерфейса RS-485 и GSM-модем, пересылает данные на СБД. СБД при помощи программного обеспечения (ПО «Альфа-Центр») осуществляет сбор, обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации по каналам связи Internet в ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» Волгоградское РДУ, ООО «ГАРАНТ ЭНЕРГО» и смежным субъектам ОРЭМ в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят все средства измерений времени (таймеры счетчиков, СБД).
В качестве базового прибора СОЕВ используется УССВ-35LVS, который подключен к СБД. Измерение времени в АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УССВ.
Сличение времени СБД со временем УССВ происходит непрерывно. Коррекция времени в СБД осуществляется непрерывно. Полученное от УССВ точное время, при помощи программного обеспечения СБД ПО Альфа-Центр AC_T, устанавливается на СБД.
Сличение времени СБД со временем счётчиков происходит при обращении к счётчикам, при этом СБД, 1 раз в сутки, при этом корректировка времени осуществляется при расхождении времени счетчиков с временем СБД на величину более ±1 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ: ±5 с/сутки.
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Альфа Центр», ПО СОЕВ. Состав программного обеспечения АИИС КУЭ ООО «ВОЛМА» приведён в таблице 1.
Таблица 1
| 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 | 3.27.3.0 | 04372271f106385cf 7148acd422eb354 | MD5 |
| драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | be05a81e184a68adf e924628e3d74325 |
| драйвер автоматического опроса счетчиков и У СПД | Amra.exe | 69f921b86348de5d0 e192282e7b94337 |
| драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | cde81805a149c00c3 d0f50eecd201407 |
| библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess.dll | b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd |
ПО ИВК «Альфа Центр» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ
ООО «ВОЛМА».
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ООО «ВОЛМА» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационных комплексов АИИС КУЭ ООО «ВОЛМА» приведен в Таблице 2.
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
| £ | Наименование ИИК | Состав измерительно-информационных комплексов | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ТП-512 6/0,4кВ яч. 14 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,2S Ктт= 600/5 ф.А №:2705 ф.С №:657 Госреестр № 1261-02 | НТМИ-6-66У3 Кл.т. 0,5 Ктт = 6000/100 № УЕВУ Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0.5S/1.0 Зав.№ 12038202 Г осреестр № 20175-01 | DELL Power Edge R210 Зав. № 38256013567 | Активная Реактивная |
| 2 | ТП-512 6/0,4кВ яч. 24 | ТЛК 10 Кл.т. 0,5 Ктт= 600/5 ф.А №:02310 ф.В №:02385 ф.С №:02304 Госреестр № 9143-01 | НТМИ-6-66У3 Кл.т. 0,5 Ктт = 6000/100 № ПСПР Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0.5S/1.0 Зав.№ 12037243 Госреестр № 20175-01 | Активная Реактивная |
| 3 | ТП-512 6/0,4кВ яч. 11 | ТПОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт= 600/5 ф.А №:2711 ф.С №:б/н Госреестр № 1261-02 | НТМИ-6-66У3 Кл.т. 0,5 Ктт = 6000/100 № ПСПР Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0.5S/1.0 Зав.№ 01050021 Госреестр № 20175-01 | Активная Реактивная |
| 4 | ТП-512 6/0,4кВ яч. 25 | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 Ктт= 200/5 ф.А №:15839 ф.В №б/н ф.С №:15839 Госреестр № 7069-02 | НТМИ-6-66У3 Кл.т. 0,5 Ктт = 6000/100 № ПСПР Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0.5S/1.0 Зав.№ 01056117 Госреестр № 20175-01 | Активная Реактивная |
Таблица 3
| Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | СОБф | d1(2) %; l1(2)£ I изм< I 5 % | d5 %, I5 %£ 1 изм< 1 20 % | d20 %; 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | d100 %; I100 %£ 1 изм£ 1 120 % |
| 1 ТТ-0,28; ТН-0,5; Сч-0,58 | 1,0 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,7 | ±2,3 | ±2 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,5 | ±2,7 | ±2,4 | ±2,1 | ±2,1 |
| 2-4 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,58 | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 |
| Г раницы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | СОБф | d1 (2)%, 1 2 %£ 1 изм< 1 5 % | d5 %, I5 %£ 1 изм< 1 20 % | d20 %, 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | d100 %, I100 %£ 1 изм£ 1 120 % |
| 1 ТТ-0,28; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | ±3,8 | ±2,5 | ±2,0 | ±1,9 |
| 0,8 | ±2,7 | ±1,8 | ±1,5 | ±1,4 |
| 0,7 | ±2,4 | ±1,6 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,5 | ±2,0 | ±1,4 | ±1,1 | ±1,1 |
| 2-4 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | - | ±7,1 | ±3,9 | ±2,9 |
| 0,8 | - | ±4,5 | ±2,5 | ±1,9 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,1 | ±1,7 |
| 0,5 | - | ±2,7 | ±1,6 | ±1,3 |
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98 ином до 1,02• ином;
• ток от 1ном до 1,21ном, cosj=0,9 инд;
• температура окружающей среды: (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети от 0,9 ином до 1,1ином;
• ток от 0,011ном до 1,21ном для ИИК 1, ток от 0,051ном до 1,21ном для ИИК 2-4 ;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 3. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.02.2 - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 7 часов;
• для сервера Тв < 1 час;
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют возможность пломбирования;
• на счетчиках предусмотрена возможность пломбирование крышки зажимов и откидывающейся прозрачной крышки на лицевой панели счетчика;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, серверах, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и разграничение прав доступа;
• защита результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи).
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• попытки несанкционированного доступа;
• связь со счетчиком, приведшая к изменению данных;
• факты параметрирования счетчика;
• факты пропадания напряжения;
• изменение значений даты и времени при синхронизации;
• отклонение тока и напряжения в измерительных цепях от заданных пределов;
• отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;
• перерывы питания.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• серверах, АРМ (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4 Таблица 4
| № п/п | Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 4 |
| 2 | Трансформатор тока | ТЛК-10 | 3 |
| 3 | Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 3 |
| 4 | Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66У3 | 2 |
| 5 | Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.02.2 | 4 |
| 6 | Модем | MC52i | 1 |
| 7 | Модем | TELEOFIS RX108-R RS-485 | 1 |
| 8 | Сервер | DELL Power Edge R210 | 1 |
| 9 | Источник бесперебойного питания | АРС Smart-UPS 1500VA | 1 |
| 10 | Устройство синхронизации системного времени | УССВ-35LVS | 1 |
| 11 | Специализированное программное обеспечение | ПО «Альфа-Центр» | 1 |
| 12 | Методика поверки | МП 1061/446-2011 | 1 |
| 13 | Паспорт - формуляр | 05.2011. ВВЛГ -АУ.ФО-ПС | 1 |
Всего листов 8
Поверка
осуществляется по документу МП 1061/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ВО-ЛМА». Методика поверки» утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в июле 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- СЭТ-4ТМ.02.2 - по методике поверки ИЛГШ.411152.087 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2001 г.;
- ИВК «Альфа Центр» - по методике ДЯИМ.466453.007 МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2010 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе: «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ВОЛМА». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 888/446-01.00229-2011 от 29 июля 2011 г.
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
