Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ОАО «Спецпромстрой» (в дальнейшем - АИИС КУЭ) предназначена для измерений, коммерческого (технического) учета электрической энергии (мощности), а также автоматизированного сбора, накопления, обработки, хранения и отображения информации об энергоснабжении.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из 2 измерительно-информационных комплексов (далее - ИИК) и измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- автоматизированный 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 в организации - участники оптового рынка электроэнергии (ОРЭ) результатов измерений (1 раз в сутки) и/или по запросу;
- 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;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Измерительные каналы (ИК) системы состоят из следующих уровней:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии) и 1,0 по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленных на РУ-6 кВ ОАО «Спецпромстрой».
2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327, аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, устройство синхронизации системного времени (УССВ), автоматизированные рабочие места (АРМ) операторов и специализированное программное обеспечение (ПО) Альфа-Центр.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи 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 и полной мощности.
Для передачи информации с цифровых выходов счетчиков (ИИК) в УСПД созданы каналы передачи информации (основной и резервный), организованные по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс RS-232 (счетчик - преобразователь - УСПД):
- основной канал передачи информации - по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс RS-232, и затем, по радиоканалу (счетчик - преобразователь на два порта - радиомодем - радиоканал - радиомодем - УСПД);
- резервный канал передачи информации - по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в интерфейс RS-232, и затем, по радиоканалу GSM - оператора (счетчик - преобразователь на два порта - сотовый терминал - GSM -канал - сотовый терминал - УСПД).
Данные с УСПД могут быть получены на АРМ пользователя, установленного в диспетчерской ОАО «Спецпромстрой» по интерфейсу RS-232 с последующим преобразованием в формат сети Ethernet (УСПД - Ethernet-сервер - ЛВС - АРМ).
В УСПД осуществляется вычисление значений электроэнергии с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление, обработка (вычисление электропотребления за заданные периоды для заданных групп измерительных каналов). Передача информации заинтересованным субъектам производится по каналам сети Internet, либо по телефонной связи (через модем).
Для повышения надежности хранения данных и обеспечения непрерывности процесса сбора и обработки информации предусмотрена репликация БД, хранящейся на УСПД, на АРМ диспетчера.
Глубина хранения информации:
э лектросчетчик - сохранение данных в памяти - не менее 113 суток; при отключении питания все накопленные данные переписываются из оперативной памяти счетчика в энергонезависимую;
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет, при отключении питания не менее 5 лет.
ОАО «Спецпромстрой» предоставляет удаленный доступ субъекту оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) к серверу БД АИИС КУЭ ОАО «Спец-промстрой» для получения данных об электропотреблении с сервера, формирования XML-файлов и их передачи с электронно-цифровой подписью субъекта ОРЭМ (далее - ЭЦП) в адрес коммерческого оператора ОРЭМ - ОАО «АТС», системного оператора ОРЭМ - ОАО «СО ЕЭС», смежным участникам ОРЭМ и сетевым организациям.
Для выдачи данных об энергопотреблении в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным субъектам предусмотрено использование основного и резервного каналов связи:
- основной канал: коммутируемая телефонная связь. Скорость передачи данных составляет не менее 38400 бит/с;
- резервный канал: ЛВС предприятия с выходом в интернет. Скорость передачи данных составляет не менее 115200 бит/с.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, созданной на основе устройства синхронизации системного времени УССВ-16 HVS. УССВ включает в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). GPS-приемник ежесекундно без обработки передает в УСПД сигналы точного времени с точностью до целых секунд. Таким образом, погрешность часов в УСПД составляет ± 1 с в сутки. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение времени между счетчиком и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах, корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
Программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» (далее - ПО) строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерений активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР» и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,5S; 1,0).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии в ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного в АИИС КУЭ, приведены в таблице 1.
_____Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»__________________
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Наименование файла | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Программа -планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\alphacenter\exe) | 4.0.0.0 | 22262052a42d978c 9c72f6a90f124841 | Amrserver.e xe | MD5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | 4.0.2.0 | fcb52fdafd8712dc0 3326357575d1528 | Amrc.exe |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | 4.0.2.0 | 7f3bdc9dcfae65053 fea03892f05237a | Amra.exe |
| Драйвер работы с БД | 4.0.0.0 | 309bed0ed0653b0e 6215013761edefef | Cdbora2.dll |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков | 2.0.0.0 | 0939ce05295fbcbb ba400eeae8d0572c | encryptdll.d ll |
| Библиотека сообщений планировщика опросов | - | b8c331abb5e34444 170eee9317d635cd | alphamess.d ll |
Защита программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Таблица 2 - Метрологические и технические характеристики
| Параметр | значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электрической энергии. | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3 |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В частота, Гц | 220+ 22 50 + 0,4 |
| Температурный диапазон окружающей среды для: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | От минус 20 до +35 От минус 20 до +35 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25 - 100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 6 |
| Первичные номинальные токи, кА | 0,6 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек учета, шт. | 2 |
| Интервал задания границ тарифных зон, мин. | 30 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности часов, с | ±5 |
| Средний срок службы системы, лет | 15 |
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей ИК при измерении электрической энергии для рабочих условий эксплуатации, Sэ, %.
| № ИК | Состав ИИК | ООБф/ sino | 5 э 1(2)%I I1(2) %<I<I5 % | 5э 5%I I5 %—I<I20 % | 5э 20%I I20 %<I<I120 % |
| 1 - 2 | ТТ класс точности 0,2S ТН класс точности 0,5 | Счетчик класс точности 0,5S (активная энергия) At=40 °C | 1 | ± 3,4 | ± 2,1 | ± 2,1 |
| 0,8 | ± 4,0 | ± 3,3 | ± 3,0 |
| 0,5 | ± 6,1 | ± 4,1 | ± 3,5 |
| Счетчик класс точности 1 (реактивная энергия) At=40 °C | 0,8/0,6 | ± 6,4 | ± 5,3 | ± 4,9 |
| 0,5/0,9 | ± 5,3 | ± 4,9 | ± 4,7 |
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=24 ч.;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т=40000 ч., среднее время восстановления работоспособности tB=24 ч.;
Надежность системных решений:
- резервирование электрического питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование внешних каналов передачи данных осуществляется посредством использования основного и резервного каналов связи:
- основной канал: ЛВС предприятия с выходом в интернет. Скорость передачи данных составляет не менее 115200 бит/с;
- резервный канал: коммутируемая телефонная связь. Скорость передачи данных составляет не менее 38400 бит/с.
Регистрация событий:
- журнал событий счетчика:
- включение и отключение питания счетчика (две записи);
- дата и время перепрограммирования;
- дата и время сброса максимальной мощности;
- дата и время очистки журнала событий;
- дата и время включения и отключения режима ТЕСТ;
- дата и время изменения тарифного расписания;
- отключение и включение напряжения пофазно.
Количество событий задается программно и может составлять от 0 до 255. Выбор «0» означает отказ от ведения журнала событий.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательных коробок;
- УСПД;
- НКУ УСПД и коммуникационного НКУ в РУ-6кВ;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации ( возможность использования цифровой подписи);
- установка паролей на счетчик;
- установка паролей на УСПД;
- установка паролей на АРМ.
Г лубина хранения информации:
- электросчетчик - сохранение данных в памяти - не менее 113 суток; при отключении питания все накопленные данные переписываются из оперативной памяти счетчика в энергонезависимую;
УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульных листах эксплуатационной документации системы типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входят:
- средства измерения, приведенные в таблице 4;
- устройство сбора и передачи данных RTU 327-Е1-М08-В04 (зав. № 005438), Госреестр
№ 41907-09;
- устройство синхронизации времени УССВ 16-HVS;
- документация и ПО представлены в таблице 5.
Таблица 4 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| Средство измерений |
| № ИК | Наименование объекта учета (измерительного канала) | Вид СИ | Тип, метрологические характеристики, зав. №, № Госреестра |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | РУ - 6 кВ Ввод-1 от ф. 609 ПС «Артемовская» | ТТ | ТПОЛ-10 Ктт=600/5 , Кл. т. 0,2S № Гос.р. 1261-08 Зав. № 2048, 2058 |
| ТН | НАМИ-10-95 УХЛ2 Ктн =6000/100, Кл. т. 0,5, № Гос.р. 20186-05 Зав. № 5792 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.02М.03, Зав. № 0804100355, Кл.т. 0,5S/1, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 36697-08 |
| 2 | РУ - 6 кВ Ввод-2 от ф. 608 ПС «Артемовская» | ТТ | ТПОЛ-10 Ктт=600/5 , Кл. т. 0,2S № Гос.р. 1261-08 Зав. № 2735, 2737 |
| ТН | НАМИ-10-95 УХЛ2 Ктн =6000/100, Кл. т. 0,5, № Гос.р. 20186-05 Зав. № 5909 |
| Счетчик | СЭТ-4ТМ.02М.03, Зав. № 0804100393, Кл.т. 0,5S/1, R=5000 имп./кВт^ч (имп./квар^ч), 1ном = 5 А, № Гос.р. 36697-08 |
Таблица 5 - Документация и ПО, поставляемые в комплекте с АИИС КУЭ.
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Количество, шт. |
| АС_Диспетчер заданий XML | 1(один) экземпляр |
| ПО АльфаЦЕНТР АС_РЕ_10 программный пакет с документами | 1(один) экземпляр |
| ПО АльфаЦЕНТР АС Диспетчер заданий Time | 1(один) экземпляр |
| Формуляр (АУВБ.411711. С41. ФО) | 1(один) экземпляр |
| Методика поверки (АУВБ.411711.С41.МП) | 1(один) экземпляр |
| Инструкция по эксплуатации КТС АУВБ.411711.С41.ИЭ; | 1(один) экземпляр |
Поверка
осуществляется по документу МП 44392-10 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ОАО «Спец-промстрой». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2010 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 4 декабря 2007 г;
- средства поверки УСПД в соответствии с документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки ДЯИМ.466215.005МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году;
- радиочасы «МИР РЧ-01», пределы допускаемой погрешности привязки переднего фронта выходного импульса к шкале координированного времени UTC, ± 1 мкс,
№ Госреестра 27008-04.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ ОАО «Спецпромстрой» АУВБ.411711.С41.МИ.
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
