Номер по Госреестру СИ: 51297-12
51297-12 Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ПКС" на присоединении ПС-3П ДСК 6 кВ, яч.13
(Нет данных)
Назначение средства измерений:
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПКС» на присоединении ПС-3П ДСК 6 кВ, яч.13 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в центры сбора и обработки информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» Карельское РДУ, ОАО «ФСК ЕЭС» Карельское предприятие МЭС в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. 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».
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1 | |||||
Наименование программного обеспечения |
Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспече- |
Наименование файла |
Номер версии программного обеспечения |
Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора про- |
ПО «Альфа |
Оконная форма Аль-фацентр |
ifrun60.EXE |
11.07.01.01 |
0e90d5de7590bbd8 9594906c8df82ac2 |
MD5 |
Центр» |
Коммуникатор Альфацентр |
trtu.exe |
3.29.3 Л |
cb709a2cf20bf55e8 a25b8323d4907e5 |
ПК ИВК «Альфа Центр» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «ПКС» на присоединении ПС-3П ДСК 6 кВ, яч.13.
лист № 3 Всего листов 6 Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «ПКС» на присоединении ПС-3П ДСК 6 кВ, яч.13 от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Знак утверждения типа
Сведения о методиках измерений
Сведения о методиках (методах) измеренийМетодика измерений изложена в документе: 05.2011.ПКС-АУ.МИ «Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПКС». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 1113/446-01.00229-2012 от 24 августа 2012 г.
Нормативные и технические документы
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПКС» на присоединении ПС-3П ДСК 6 кВ, яч.13
-
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.
Поверка
Поверкаосуществляется по документу МП 1373/446 - 2012 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ПКС» на присоединении ПС-3П ДСК 6 кВ, яч.13. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Рос-тест-Москва» в августе 2012 года.
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.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1;
-
- 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 28498-90, диапазон измерений от минус - 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в г. Москве» (ФБУ «Ростест-Москва»).АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационный комплекс (ИИК) АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
-
1- ый уровень - измерительный трансформатор напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
-
2- ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер базы данных (СБД), автоматизированное рабочее место (АРМ ИВК), устройство синхронизации системного времени (УССВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ ИВК представляет собой персональный компьютер, на котором установлено ПО Windows 2003, подключённый к ЛВС предприятия и считывающий данные об энергопотреблении с сервера.
В качестве СБД используется сервер IBM x Series 346.
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 еди
ному 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 в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
-
- 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- формирование 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством линий связи RS - 485 поступает в в СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) «Альфа Центр» осуществляет сбор, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» Карельское РДУ, ОАО «ФСК ЕЭС» Карельское предприятие МЭС в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков и СБД.
Синхронизация часов СБД и УССВ осуществляется непрерывно, от УССВ-35HVS производства ООО «Эльстер Метроника», реализованного на базе GPS-приемника модели GPS 35 HVS, которое осуществляет прием сигналов точного времени системы GPS.
Сравнение показаний часов счетчиков и СБД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки, синхронизация производится не зависимо от расхождения показаний часов счетчиков и СБД.
Состав измерительно-информационного комплекса АИИС КУЭ приведен в Таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
№ ИИК |
Диспетчер ское наименование точки учета |
Состав измерительно-информационного комплекса |
Вид электроэнергии | |||
Трансформатор тока |
Трансформатор напряжения |
Счетчик электроэнергии |
Сервер сбора данных (СБД) | |||
1 |
ПС-3П ДСК 6 кВ, яч.13 |
ТПФ Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Зав № 87649 Госреестр № 517-50 ТПФМ Кл.т. 0,5 Ктт=300/5 Зав № 99594 Госреестр № 814-53 |
НАМИТ-10 Кл.т. 0,5 Ктн=6000/100 Зав.№1058 Госреестр № 16687-07 |
СЭТ-4ТМ.03 Кл.т.0^/0,5 Зав.№ 0108060197 Госреестр №27524 04 |
IBM x Series 346 |
Активная Реактивная |
Таблица 3
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||||
Номер ИИК |
cos ф |
d5 %, I5£ I изм< I 10 % |
d10 %, I10 %£ 1 изм< 1 20 % |
d20 %, 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % |
d100 %, 1100 %£ 1 изм£ 1 120 % |
37 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,28 |
1,0 |
± 1,9 |
± 1,6 |
± 1,2 |
± 1,0 |
0,8 |
± 2,9 |
± 2,5 |
± 1,7 |
± 1,4 | |
0,5 |
± 5,5 |
± 4,6 |
± 3,0 |
± 2,3 | |
Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерен электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИ |
ии реактивной [С КУЭ | ||||
Номер ИИК |
cos ф |
d5 %, I5£ I изм< I 10 % |
d10 %, I10 %£ 1 изм< 1 20 % |
d20 %, 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % |
d100 %, 1100 %£ 1 изм£ 1 120 % |
37 |
0,8 |
± 4,5 |
± 3,8 |
± 3,0 |
± 2,0 |
ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,5 |
0,5 |
±2,7 |
± 2,3 |
± 1,6 |
± 1,4 |
Ход часов компонентов системы не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
-
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 переменного тока от 0,98^ином до 1,02 •ином;
-
• сила переменного тока от 1ном до 1,2^1ном, cosj=0,9 инд;
-
• температура окружающей среды:для ИИК №37 от плюс 5 до плюс 35°С.
-
4. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
-
• напряжение переменного тока от 0,9^Uhom до 1,1 •Uhom;
-
• сила переменного тока для от 0,05^1ном до 1,2^1ном;
-
• температура окружающей среды:
-
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 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 по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
-
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. 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.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
-
• для счетчика Тв < 2 часа;
-
• для сервера Тв < 1 час;
-
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
-
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
-
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
-
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
-
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
-
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
-
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
-
• фактов параметрирования счетчика;
-
• фактов пропадания напряжения;
-
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
-
• счетчиках (функция автоматизирована);
-
• сервере (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 изме
рений - не менее 3,5 лет.
лист № 5 Всего листов 6