Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ПКМ-Агро» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потреблённой за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «ПКМ-Агро», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительные каналы состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД), устройство синхронизации системного времени (УССВ), АРМы и программное обеспечение (ПО) «АльфаТ ЦЕНТР».
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям измерительных цепей 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, реактивной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Измерительная информация на выходе счётчика без учёта 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 через
GSM модем в ИВК, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчётных документов.
Передача информации участникам оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД по сети Internet через интернет-провайдера, по линиям сотовой связи.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя УССВ типа УСВ-2 на основе GPS приемника точного времени, часы сервера БД и счётчиков. Время сервера БД ИВК синхронизовано с временем приёмника, сличение ежесекундное. Синхронизация осуществляется при расхождении показания часов приёмника и сервера БД на 0,1 с. Сервер БД осуществляет синхронизацию времени счётчиков. Сличение времени часов счётчиков с временем часов сервера БД осуществляется при каждом опросе счётчиков, корректировка времени часов счётчиков выполняется при достижении расхождения со временем часов сервера БД ±2 с.
Журналы событий счётчиков и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксации времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
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 «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «Альф аТ ЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 15.08.01 |
| Цифровой идентификатор ПО: | |
| Программа - планировщик опроса и передачи данных Amrserver.exe | 7cee65b056564219916e0a1e5b36b86a |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Amrc.exe | 523c3fe5907a1e78fe3c1217a51745a9 |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe | 0c5fc70674f0d1608352431e9dd3c85d |
| Драйвер работы с БД Cdbora2.dll | afb53e0b0c26ad9223dc7e7f28a0e88b |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c |
| Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | MD5 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2,3,4.
Таблица 2 - Состав ИК
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счётчик | УСПД/УССВ/ Сервер |
| 1 | РП-10 кВ «Техсапфир», 1 сш., яч.3, КЛ 10кВ №3 | ТОЛ-10 КТп^^ Ктт= 600/5 Рег. № 7069-07 | НАМИТ-10-2 КТтн=0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 18178-99 | ПСЧ-4ТМ.05М КТсч=0^/1 Ксч=1 Рег. № 36355-07 | /УСВ-2 Рег. № 41681-09/ Aqua Server E50 D20 Intel® Xeon(R) CPU 5110@ 1,6 GHz |
| 2 | РП-10 кВ «Техсапфир», 2 сш., яч.14, КЛ 10кВ №14 | ТОЛ-10 КТтт= 0,5 s Ктт= 600/5 Рег. № 7069-07 | НАМИТ-10-2 КТтн=0,5 Ктн=10000/100 Рег. № 18178-99 | ПСЧ-4ТМ.05М КТсч=0^/1 Ксч=1 Рег. № 36355-07 |
П р и м е ч а н и я:
1. Допускается замена счетчиков, ТТ и ТН на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как 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 утверждённых типов.
3. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, внося изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъёмлемая часть.
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| № ИК | Вид энергии | Г раницы основной погрешности (±5), % | Г раницы погрешности в рабочих условиях (±5), % |
| 1,2 | Активная | 1,24 | 1,74 |
| Реактивная | 1,25 | 1,86 |
| П р и м е ч а н и я: 1. Характеристики погрешности даны для измерений электроэнергии (получасовая). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р=0,95. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 2 |
| Начальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение % от ином | от 98 до 102 |
| - ток % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos ф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение % от ином | от 90 до 110 |
| - ток % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности, cos ф | 0,5инд до 0,8 ёмк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, ° | от -20 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения | |
| электросчётчиков, °С | от +10 до +30 |
| Надёжность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Электросчётчики: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 140000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 50000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| 1 | 2 |
| Глубина хранения информации: | |
| Электросчётчики: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух | |
| направлениях, сутки, не менее | 113,7 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 40 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации | |
| средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ± 5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- 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 информации 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.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Измерительный трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 |
| Измерительный трансформатор тока | ТОЛ-10 | 6 |
| Счетчик активной и реактивной электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05М | 2 |
| Сервер | Aqua Server E50 D20 Intel® Xeon (R) CPU 5110@ 1,6 GHz | 1 |
| ПО | АльфаТ ЦЕНТР | 1 |
| Методика поверки | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 72509-18«Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «ПКМ-Агро». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 13 июня 2018 г.
Основные средства поверки:
- ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН по ГОСТ 8.216-2011;
- Счётчики ПСЧ-4ТМ.05М по документу: ИЛГШ.411152.146 РЭ1 являющемся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146 РЭ, согласованному с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 ноября 2007 г.
- УСВ-2 - по документу: «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000И1», утвержденному ФГУП «ВНИИФТИ» в 2009 г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);
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
приведены в эксплуатационном документе.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии ООО «ПКМ-Агро»
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
72509-18: Методика поверкиСкачать686.6 Кб