Технические и метрологические характеристики СИ - Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности АО "Геомаш" (Обозначение отсутствует)
измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 и 3.
На уровне ИИК первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы счетчиков электрической энергии.
Счетчики производят измерения действующих (среднеквадратических) значений напряжения (U) и тока (I) и рассчитывают полную мощность S = U • I.
Измерения активной мощности (Р) счетчиками выполняется путём перемножения мгновенных значений сигналов напряжения (U) и тока (I) и интегрирования полученных значений мгновенной мощности (Р) по периоду основной частоты сигналов.
Реактивная мощность (Q) рассчитывается в счетчике по алгоритму Q = (S2 - P2)0,5.
Средние значения активной и реактивной мощностей рассчитываются путем интегрирования текущих значений P и Q на 30-минутных интервалах времени.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по предусмотренным каналам связи поступает на входы сервера уровня ИВК. Сервер осуществляет сбор и обработку результатов измерений, в том числе расчет активной и реактивной электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, хранение полученной информации, отображение накопленной информации, оформление справочных и отчетных документов.
Передача результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в XML-формате организациям-участникам оптового рынка электрической энергии производится по электронной почте с электронной подписью по выделенным каналам связи через интернет-провайдера. Сервер по запросу обеспечивает возможность дистанционного доступа организациям-участникам оптового рынка электрической энергии к компонентам АИИС КУЭ.
Для обеспечения единого времени на средствах измерений, влияющих на процесс измерения количества электрической энергии и мощности (счетчики, сервер), предусмотрена система обеспечения единого времени (далее - СОЕВ).
СОЕВ обеспечивает единое календарное время (день, месяц, год, час, минута, секунда), привязанное к национальной шкале координированного времени UTC(SU), на всех компонентах и уровнях системы.
Базовым устройством системы СОЕВ является устройство синхронизации времени УССВ-2, синхронизирующее собственную шкалу времени со шкалой времени UTC(SU) по сигналам глобальной навигационной спутниковой системы (далее - ГЛОНАСС).
УССВ-2 ежесекундно посылает метку точного времени на сервер и при расхождении времени более чем на 2 секунды программное обеспечение УССВ-2 производит синхрониза-цию часов сервера.
Сервер не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики уровня ИИК, при расхождении времени сервера и счетчиков более чем на 2 секунды происходит коррекция часов счетчиков.
Факт каждой коррекции регистрируется в журнале событий счетчиков и сервера.
Журналы событий счетчиков и сервера отражают время (дата, часы, минуты) коррекции часов счетчиков и сервера в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Знак поверки в виде оттиска поверительного клейма наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ. Данные о поверке передаются в Федеральный информационный фонд (далее - ФИФ). Заводской номер (№ 001) указывается типографским способом в паспорте АИИС КУЭ. Нанесение знака поверки и заводского номера на средство измерений не предусмотрено.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР». ПО «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «АльфаЦЕНТР». Метрологически значимая часть ПО «АльфаЦЕНТР» указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
|
Идентификационные данные (признаки) |
Значение |
|
Идентификационное наименование ПО |
ac metrology.dll |
|
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
12.1.0.0 |
|
Цифровой идентификатор ac metrology.dll |
3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
|
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
MD5 |
Уровень защиты ПО «АльфаЦЕНТР» от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
аблица 2 - Состав измерительных каналов (далее - ИК) АИИС КУЭ и их метрологические характеристики
|
Номер и наименование ИК |
тт |
TH |
Счетчик электрической энергии |
УССВ-2/
Сервер |
Вид электрической энергии |
Метрологические характеристики ИК |
|
Г раницы допускаемой основной относительной погрешности (±5), % |
Г раницы допускаемой относительной погрешности в рабочих условиях (±5), % |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ПС 110 кВ Щигры, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. 13 |
тол
200/5
0,2S
Per. №47959-11 |
НАЛИ-СЭЩ
10000/100
0,2
Per. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01
1ном (1макс) = 5 (10) А
Ином = Зх(57,7-115) / (100-200) В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S по реактивной энергии - 1,0 Per. № 36697-17 |
УССВ-2, Per. № 54074-13/ ПЭВМ (IBM совместимый компьютер) с ПО « А лыЬаТТЕНТР» |
Активная
Реактивная |
1,3
1,9 |
1,8
3,7 |
Зродолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
2 |
ПС 110 кВ Щигры, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. 18 |
ТОЛ
400/5
0,2S
Per. №47959-11 |
НАЛИ-СЭЩ
10000/100
0,2
Per. № 51621-12 |
СЭТ-4ТМ.03М.01
Ihom (1макс) = 5 (10) А
Ином = Зх(57,7-115) / (100-200) В
класс точности:
по активной энергии - 0,5S
по реактивной энергии - 1,0
Per. № 36697-17 |
УССВ-2, Per. № 54074-13/ ПЭВМ (IBM совместимый компьютер) с ПО « А лыЬаТТЕНТР» |
Активная
Реактивная |
1,3
1,9 |
1,8
3,7 |
|
Примечания
-
1 В качестве характеристик погрешности ИК установлены границы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95. -
2 Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электрической энергии на интервале времени 30 минут. -
3 Погрешность в рабочих условиях эксплуатации указана для силы тока 5 % от Ihom, coscp = 0,8 инд. -
4 Допускается замена ТТ, TH и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что предприятие-владелец АПИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. -
5 Допускается замена УССВ на аналогичное утвержденного типа. -
6 Допускается замена сервера АПИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). -
7 Допускается замена ПО на аналогичное, с версией не ниже, указанной в описании типа средств измерений. -
8 Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АПИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы, технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АПИС КУЭ как их неотъемлемая часть. -
9 Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов всех компонентов системы относительно национальной шкалы координированного времени UTC(SU) ±5 с.
|
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
|
Наименование характеристики |
Значение |
|
Количество измерительных каналов |
2 |
|
Нормальные условия: параметры сети:
-
- напряжение, % от Uном -
- ток, % от 1ном -
- коэффициент мощности -
- частота, Гц
температура окружающей среды, °С |
от 99 до 101
от 2 до 120
0,9 инд.
от 49,8 до 50,2 от +20 до +25 |
|
Условия эксплуатации: параметры сети:
-
- напряжение, % от Uном -
- ток, % от 1ном
коэффициент мощности:
частота, Гц
температура окружающей среды для:
-
- ТТ, ТН, счетчиков, °С -
- УССВ, сервера БД, °С
|
от 90 до 110
от 2 до 120
от 0,5 до 1,0
от 0,5 до 0,87
от 49,6 до 50,4
от +5 до +30
от +15 до +25 |
|
Среднее время наработки на отказ, ч, не менее:
-
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М -
- УССВ-2
|
220000
74500 |
|
Глубина хранения информации:
-
- счетчики: тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее -
- сервер: хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее
|
45
3,5 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
Регистрация в журналах событий компонентов системы времени и даты: а) счетчиками электрической энергии:
попыток несанкционированного доступа;
связи со счетчиком, приведшей к каким-либо изменениям данных; коррекции текущих значений времени и даты;
отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях; перерывов питания;
самодиагностики (с записью результатов).
Защищённость применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование: счетчиков электрической энергии;
клемм вторичных обмоток трансформаторов тока; промежуточных клеммников вторичных цепей тока и напряжения; испытательных клеммных коробок;
сервер БД;
б) защита информации на программном уровне: установка паролей на счетчиках электрической энергии; установка пароля на сервер;
возможность использования цифровой подписи при передаче данных.
