2
-обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от
несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и
т.п.);
-конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
-ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень (ИИК) - трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2, 0,2S, 0,5 и 0,5S по
ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,2 и 0,5 по ГОСТ 1983, счётчики
активной и реактивной электроэнергии Альфа А1802 RALQ-P4GB-DW-4 класса точности 0,2S по
ГОСТ Р 52323-2005 для активной электроэнергии и класса точности 0,5 по ГОСТ 26035-83 для
реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 1.
2-й уровень (ИВК) – информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в
себяканалообразующуюаппаратуру,основнойирезервныйсерверабазданных
ООО «Ростовский электрометаллургический заводъ», устройство синхронизации системного
времени, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и соответствующее программное
обеспечение (ПО).
Принцип работы АИИС КУЭ заключается в следующем.
Первичныефазныетокиинапряжениятрансформируютсяизмерительными
трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи
поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. Принцип
действия счетчика основан на измерении мгновенных значений входных сигналов тока и
напряжения шестиканальным аналого-цифровым преобразователем (АЦП), с последующим
вычислением среднеквадратических значений токов и напряжений, активной, реактивной и
полной мощности и энергии, углов сдвига фазы и частоты цифровым сигнальным процессором.
Счетчик также имеет в своем составе микроконтроллер, энергонезависимую память данных и
встроенные часы реального времени, позволяющие вести учет активной и реактивной энергии по
тарифным зонам суток.
Счетчики передают информацию по линиям связи на сервер (ИВК). Передача данных
осуществляется по промышленной локальной сети по интерфейсам RS-485. Вычисление величин
энергопотребления и мощности с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и
напряжения производится с помощью программного обеспечения на сервере. На сервер данные
поступают по основным каналам связи (волоконно-оптическая линия связи) и резервным каналам
связи (существующая сеть сотовой связи стандарта GSM).
Сбор информации от счетчиков осуществляется по каналам связи сервером баз данных
ИВК. Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения,
которое функционирует на сервере ИВК.
В сервере ИВК осуществляется хранение, обработка и предоставление на АРМы по
локальной сети предприятия собранной информация, а также дальнейшей ретрансляцией по
существующим каналам связи в заинтересованные организации.
Система обеспечения единого времени выполняет функцию синхронизации хода
внутренних часов элементов системы на всех уровнях АИИС КУЭ, с обеспечением перехода на
"Зимнее" и "Летнее" время и работает по часовому поясу г. Москва. Данная функция является
централизованной. Корректировка времени на уровнях ИВК, ИИК АИИС КУЭ осуществляется
последовательно, начиная с верхнего уровня.
На уровне ИВК ООО "Ростовский электрометаллургический заводъ" установлено
устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приёмника УСВ-1. Настройка
системного времени сервера баз данных ИВК ООО "Ростовский электрометаллургический заводъ"
выполняется один раз в час непосредственно от УСВ-1 с помощью программного обеспечения,
входящего в его комплект поставки.
3
Корректировка времени в момент синхронизации осуществляется сервером АИИС КУЭ
автоматически при обнаружении рассогласования времени УСВ-1 и сервера АИИС КУЭ более
чем на ± 1 с.
Корректировка хода внутренних часов счетчиков на подстанциях осуществляется во время
сеанса связи от сервера. Синхронизация времени в счетчике является функцией программного
модуля - компонента внутреннего ПО счетчика. Ход внутренних часов счетчиков электрической
энергии (ИИК) синхронизируется со временем сервера не реже 1 раза в сутки. Коррекция
выполняется принудительно со стороны сервера, и реализуется программным модулем заводского
ПО. Все действия по синхронизации хода внутренних часов отображаются и записываются в
журнал событий на каждом из вышеперечисленных уровней.
Разность показаний часов всех компонентов системы составляет не более ± 5 с.
4
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Состав измерительных каналов приведен в таблице 1.
Таблица 1
-
Активная
реактивная
№Наименование
объекта
ТТ
Состав измерительного канала
ТНСчетчик
УСПД
Вид
электро-
энергии
1
Яч. №7, ПС
500/220/110 кВ
Ш-30,
ВЛ 220 кВ
2
Яч. №11 ПС
500/220/110 кВ
Ш-30,
ВЛ 110 кВ
3
Яч. №11,
ПС 220/110 кВ
Ш-50,
ВЛ 110 кВ
4
3 секция, яч.
№41, ПС
220/110 кВ
Ш-50,
КЛ 10 кВ
ТВ-220
1200/1
Кл. т. 0,2S
Зав.№3-51
Зав.№2-51
Зав.№1-51
ТВ-110
2000/1
Кл. т. 0,2S
Зав.№3-28
Зав.№2-28
Зав.№1-28
ТВГ-110-02
600/5
Кл. т. 0,2
Зав.№6222
Зав.№6219
Зав.№6221
ТЛМ-10
1000/5
Кл. т. 0,5
Зав.№00958
Зав.№01118
НАМИ-220 Альфа А1802
220000:√3/100:√3 RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,2Кл. т. 0,2s/0,5
Зав.№591 Зав. №01171871
Зав.№596
Зав.№616
НКФ-110-57 Альфа А1802
110000:√3/100:√3 RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5Кл. т. 0,2s/0,5
Зав.№1019641 Зав. №001171950
Зав.№1019674
Зав.№1019584
НКФ-110-57 Альфа А1802
110000:√3/100:√3 RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5Кл. т. 0,2s/0,5
Зав.№13657 Зав. №01171951
Зав.№13078
Зав.№13613
НТМИ-10-66Альфа А1802
10 000/100RALQ-P4GB-DW-4
Кл. т. 0,5 Кл. т. 0,2s/0,5
Зав.№3965Зав. №01171952
Примечание:
1. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983,
счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и
ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
2. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные
утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в
таблице 1 (см. изменение к МИ 2999-2006 Приложение Б).
Надежность применяемых в системе компонентов:
- ИИК:
-
электросчётчика (параметры надежности Т = 120000 час tв = 2 часа);
- ИВК:
– сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tв = 1 час);
–резервный сервер (параметры надежности Кг = 0,99 tв = 1 час).
Надежность системных решений:
- резервирование питания:
–электросчетчика от щита собственных нужд;
- резервирование каналов связи:
–счетчик - ИВК: Резервный trial связи – существующая сеть сотовой связи
стандарта GSM.
5
- резервирование компонентов системы (технические средства):
–резервирование сервера;
- резервирование информации:
–наличие резервных баз данных;
- диагностика:
–в журналах событий фиксируются факты:
-журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ:
–удаленный доступ:
-
возможность съема информации со счетчика автономным способом;
-
визуальный контроль информации на счетчике.
Организационные решения:
– наличие ЗИП;
– наличие эксплуатационной документации.
Защищённость применяемых компонентов:
– наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование:
–ИИК:
- электросчётчика;
- вторичных цепей;
- промклеммников;
–ИВК:
- сервера;
- резервного сервера;
– наличие защиты на программном уровне:
–информации:
–использование электронной цифровой подписи при передаче результатов
измерений;
– при параметрировании:
– установка пароля на счетчик;
– установка пароля на сервер;
– установкапароляна конфигурирование инастройку параметровАИИС КУЭ.
Возможность проведения измерений следующих величин:
– приращение активной электроэнергии (функция автоматическая);
– приращение реактивной электроэнергии (функция автоматическая);
– время и интервалы времени (функция автоматическая).
Возможность коррекции времени в:
– электросчетчиках (функция автоматическая);
– ИВК (функция автоматическая).
Возможность сбора информации:
– результатов измерения (функция автоматическая);
– состояния средств измерения (функция автоматическая).
6
Цикличность:
– измерений:
- 30 минутные приращения (функция автоматизирована);
– сбора:
- 1 раз в 30 минут (функция автоматизирована),
- 1 раз в сутки (функция автоматизирована),
- 1 раз в месяц (функция автоматизирована).
Возможность предоставления информации в заинтересованные организации:
– о результатах измерения (функция автоматизирована);
– о состоянии средств измерений (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации (профиля):
– электросчетчик имеет энергонезависимую память для хранения профиля нагрузки с
получасовым интервалом на глубину не менее 172 суток, данных по активной и реактивной
электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных
параметров (функция автоматическая);
– ИВК - хранение результатов измерений, состояний средств измерений – не менее 3,5 лет
(функция автоматическая).
Приписанные значения характеристик погрешности измерений ИК
в рабочих условиях применения СИ и при предельных отклонениях влияющих факторов
Таблица 2
Активная электроэнергия и мощность
Номера
каналов
Кл. т
счетчика
Знач.
cos
ϕ
/ sin
ϕ
δ
2 %P
, [ %]
для диапазона
W
P2%
≤
W
Pизм
<W
P5 %
δ
5 %P
, [ %]
для диапазона
W
P5 %
≤
W
Pизм
<W
P20 %
δ
20 %P
, [ %]
для диапазона
W
P20 %
≤
W
Pизм
<
W
P100 %
δ
100 %P
, [ %]
для диапазона
W
P100 %
≤
W
Pизм
<
W
P120 %
Кл. т Кл. т
ТТ ТН
10,2S0,2
1,0/0,0 ±1,2
0,87/0,5 ±1,4
0,2S
0,8/0,6 ±1,5
0,6/0,8 ±1,9
0,5/0,87
±2,2
1,0/0,0 ±1,3
0,87/0,5±1,5
0,6/0,8±2,1
20,2S0,5
0,2S0,8/0,6±1,6
0,5/0,87±2,5
±0,9±0,8±0,8
±1,0±0,9±0,9
±1,1±0,9±0,9
±1,3±1,1±1,1
±1,5±1,2±1,2
±1,0±1,0±1,0
±1,2±1,1±1,1
±1,2±1,2±1,1
±1,6±1,4±1,4
±1,9±1,7±1,7
7
Активная электроэнергия и мощность
Номера
каналов
Кл. т
счетчика
Знач.
cos
ϕ
/ sin
ϕ
1,0/0,0
±1,3
±1,0
±1,0
0,87/0,5
±1,5
±1,2
±1,1
0,8/0,6
±1,6
±1,2
±1,2
0,6/0,8
±2,1
±1,5
±1,4
3
0,2S
0,5/0,87
±2,5
±1,8
±1,7
1,0/0,0
±1,9
±1,3
±1,1
0,87/0,5
±2,6
±1,6
±1,3
0,8/0,6
±3,0
±1,8
±1,4
0,6/0,8
±4,4
±2,5
±1,9
4
0,2S
0,5/0,87
±5,5
±3,1
±2,4
Реактивная электроэнергия и мощность
Номера
каналов
Кл. т
счетчика
Знач.
sin
ϕ
/cos
ϕ
δ
2 %
Q
, [ %]
для диапазона
W
Q
2%
≤
W
Q
изм
<W
Q
5 %
δ
5 %
Q
, [ %]
для диапазона
W
Q
5 %
≤
W
Q
изм
<W
Q
20 %
δ
20 %
Q
, [ %]
для диапазона
W
Q
20 %
≤
W
Q
изм
<
W
Q
100 %
δ
100 %
Q
, [ %]
для диапазона
W
Q
100 %
≤
W
Q
изм
<
W
Q
120 %
Кл. т Кл. т
ТТ ТН
δ
2 %P
, [ %]
для диапазона
W
P2%
≤
W
Pизм
<W
P5 %
δ
5 %P
, [ %]
для диапазона
W
P5 %
≤
W
Pизм
<W
P20 %
δ
20 %P
, [ %]
для диапазона
W
P20 %
≤
W
Pизм
<
W
P100 %
δ
100 %P
, [ %]
для диапазона
W
P100 %
≤
W
Pизм
<
W
P120 %
0,20,5
0,50,5
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Кл. т Кл. т
ТТ ТН
1,0/0,0 ±2,1
0,87/0,5 ±2,7
±1,4 ±1,1 ±1,1
±1,6 ±1,1 ±1,1
±1,8±1,2±1,2
10,2S0,2
0,5
0,8/0,6 ±2,8
0,6/0,8 ±2,8
0,5/0,87 ±3,1
1,0/0,0 ±2,2
0,87/0,5±2,9
±1,8±1,3±1,3
±1,9±1,4±1,4
±1,5±1,2±1,2
±1,9±1,4±1,3
±1,9±1,4±1,4
0,6/0,8±3,1
±1,9±1,6±1,6
20,2S0,5
0,50,8/0,6±2,9
0,5/0,87±3,1
±2,1±1,8±1,8
8
Реактивная электроэнергия и мощность
Номера
каналов
Кл. т
счетчика
Знач.
sin
ϕ
/cos
ϕ
1,0/0,0
±1,7
±1,3
±1,2
0,87/0,5
±2,1
±1,4
±1,3
0,8/0,6
±2,1
±1,5
±1,4
0,6/0,8
±2,4
±1,7
±1,6
3
0,5
0,5/0,87
±2,7
±1,9
±1,8
1,0/0,0
±2,2
±1,5
±1,3
0,87/0,5
±3,0
±1,8
±1,6
0,8/0,6
±3,3
±1,9
±1,7
0,6/0,8
±4,6
±2,6
±2,2
4
0,5
0,5/0,87
±5,7
±3,2
±2,5
Кл. т Кл. т
ТТ ТН
δ
2 %
Q
, [ %]
для диапазона
W
Q
2%
≤
W
Q
изм
<W
Q
5 %
δ
5 %
Q
, [ %]
для диапазона
W
Q
5 %
≤
W
Q
изм
<W
Q
20 %
δ
20 %
Q
, [ %]
для диапазона
W
Q
20 %
≤
W
Q
изм
<
W
Q
100 %
δ
100 %
Q
, [ %]
для диапазона
W
Q
100 %
≤
W
Q
изм
<
W
Q
120 %
0,20,5
0,50,5
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
Не
нормируется
В таблице 2 приняты следующие обозначения:
W
P2 %
(W
Q2%
) - значение активной (реактивной) электроэнергии при 2 %-ной нагрузке
(минимальная нагрузка),
W
P5 %
(W
Q5 %
) - значение электроэнергии при 5 %-ной нагрузке,
W
P20 %
(W
Q20 %
) - значение электроэнергии при 20 %-ной нагрузке,
W
P100 %
(W
Q100 %
) - значение электроэнергии при 100 %-ной нагрузке (номинальная нагрузка)
W
P120 %
(W
Q120 %)
- значение электроэнергии при 120 %-ной нагрузке (максимальная
нагрузка).
Примечание:
1. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98
÷
1,02) Uном; ток (1
÷
1,2) Iном; частота
(95
÷
105)% fном; cos
ϕ
= 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20
±
5)
°
С.
2. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9
÷
1,1) Uном; ток (0,02
÷
1,2) Iном; частота
(99,8
÷
100)% fном; cos
ϕ
= 0,9 инд.;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от
минус 40 до + 70 °С, для счетчиков от минус 50 до + 70 °С; для сервера от + 10 до +40 °С.
9
3НАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на
системуавтоматизированнуюинформационно-измерительнуюдлякоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ростовский электрометаллургический заводъ»
КОМПЛЕКТНОСТЬ
Комплектность АИИС определена в проектной документацией на систему и приведена в
таблице 3.
Основные технические компоненты
Таблица 3
Номер в Госреестре
№Наименованиесредств измерений
Примечание
1Технические средства учета электрической энергии и мощности
1.1. ИзмерительныеГ.р. № 20644-05Классы точности 0,2S
трансформаторы тока (3 шт.)
ТВ-220
1.2. ИзмерительныеГ.р. № 29255-05Классы точности 0,2S
трансформаторы тока (3 шт.)
ТВ-110
1.3. ИзмерительныеГ.р. № 22440-02Классы точности 0,2
трансформаторы тока (3 шт.)
ТВГ-110-02
1.4. ИзмерительныеГ.р. № 2473-00Классы точности 0,5
трансформаторы тока (2 шт.)
ТЛМ-10
1.5. ИзмерительныеГ.р. № 20344-05Классы точности 0,2
трансформаторы напряжения (3 шт.)
НАМИ-220
1.6. ИзмерительныеГ.р. № 14205-94Классы точности 0,5
трансформаторы напряжения (6 шт.)
НКФ-110-57
1.7. ИзмерительныеГ.р. № 831-69Классы точности 0,5
трансформаторы напряжения (1 шт.)
НТМИ-10-66
1.8.СчетчикиГ.р. № 31857-06Класс точности 0,2S по
Альфа А1802 RALQ-P4GB-DW-4 для ГОСТ Р 52323-2005 и 0,5 по
учёта активной и реактивной энергии ГОСТ 26035-83 (4 шт.)
1.9.Устройство синхронизацииГ.р. №28716-05Синхронизация текущих
системного времени УСВ-1 значений времени по сигналам
GPS-приемника
2Средства вычислительной техники и связи
2.1GSM-модем «Siemens MC-35»------------------3 шт.
------------------2 шт.
2.2Источник бесперебойного питания
APC UPS Smart 700 VА
2.3Источник бесперебойного питания
APC UPS Smart 1500 VА
------------------1 шт.
10
Программные компоненты
ПО MeterCatпрограммный
пакетдляработысо
счетчиками АльфаПлюс
Эксплуатационная документация
№Наименование
2.4Сервер "HP Proliant DL360R05"
Номер в Госреестре
средств измеренийПримечание
------------------ 1 шт.
------------------1 шт.
2.5Резервный сервер
"HP Proliant DL360R05"
2.6Коммутатор ЛВС 3 COM
------------------ 1 шт.
------------------ 2 шт.
------------------1 шт.
------------------4 шт.
2.7 Универсальный мультиплексор
Alcatel «MainStreet 3630»
2.8 Универсальный мультиплексор
Alcatel «MainStreet 3600»
2.9Преобразователь RS 232/RS 485 с
автоматическим переключением
направления передачи Transio A53
2.10Оптический кросс ШКОС-С
------------------3 шт.
2.11 Оптический линейный терминал
ОЛТ 2х16
------------------5 шт.
обеспечение,
компьютере типа
3Программное
установленное на
IBM PC
ПО Microsoft Windows XP Pro
------------------ПО
AC_
P
E_
1
0
ПО устройства синхронизации
времени «УСВ-1»
------------------1 экз.
------------------1 экз.
------------------1 экз.
------------------1 экз.
4.1Руководство пользователя АИИС
КУЭ ООО «Ростовский
электрометаллургический заводъ».
РКПН.422231.093.00.И3
4.2 Паспорт-формуляр АИИС КУЭ
ООО «Ростовский
электрометаллургический заводъ».
РКПН.422231.093.00.ФО
4.3Технологическая инструкция
АИИС КУЭ ООО «Ростовский
электрометаллургический заводъ».
РКПН.422231.093.00.И2
4.4Инструкция по формированию и
ведению базы данных АИИС КУЭ
ООО «Ростовский
электрометаллургический заводъ».
РКПН.422231.093.00.И4
4.5 Инструкция по эксплуатации АИИС
КУЭ ООО «Ростовский
электрометаллургический заводъ».
РКПН.422231.093.00.ИЭ
------------------1 экз.
11
Номер в Госреестре
средств измерений
------------------
Примечание
1 экз.
№Наименование
4.6Методика поверки измерительных
каналов системы автоматизирован-
ной информационно-измерительной
длякоммерческогоучета
электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО«Ростовский
электрометаллургический заводъ».
РКПН.422231.093.00.МП
4.7Техническаядокументацияна
комплектующие изделия
------------------
1 комплект
ПОВЕРКА
Поверка проводится в соответствии с документом «Методика поверки измерительных
каналов системы автоматизированной информационно-измерительной для коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Ростовский металлургический заводъ», согласованной с
ФГУ «Ростовский ЦСМ» в мае 2008 г.
Перечень основных средств поверки:
-средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003,
МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
-средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
-средства поверки счетчиков электрической энергии типа Альфа А1802 RALQ-P4GB-
DW-4 в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической
энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;
-средства поверки в соответствии с документом ВЛСТ 221.00.000 МП «Устройства
синхронизации времени «УСВ-1». Методика поверки»;
-средства измерений в соответствии с документом Методика выполнения измерений
электроэнергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-
измерительной системы (АИИС КУЭ) ООО «Ростовский металлургический заводъ»;
-переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы;
-средства поверки в соответствии с документом ДЯИМ.466453.006 МП «Комплексы
измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-Центр».
Межповерочный интервал - 4 года.
НОРМАТИВНЫЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
ГОСТ Р 52323-2005 «Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и
0,5S».
ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие
технические условия».
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.
