Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электро-энергии (АИИС КУЭ) ООО «ХЭСК» по объекту Водозабор г. Кировск
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ХЭСК» по объекту Водозабор г. Кировск (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
Измерительные каналы (далее - ИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:
Первый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2 - 4.
Второй уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее - ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-327 регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений (далее - Рег. №) 41907-09, устройство синхронизации времени УССВ-2 (Рег. № 54074-13), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями АИИС КУЭ.
Третий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя, сервер ООО «ХЭСК» (далее - сервер, сервер АИИС КУЭ), автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, технические средства приема-передачи данных.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к шкале координированного времени UTC(SU), результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии
в рамках согласованного регламента;
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); предоставление дистанционного доступа к компонентам АИИС КУЭ (по запросу).
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 минут.
УСПД с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает счетчики и считывает 30-минутные профили электроэнергии или 30-минутные профили мощности, журналы событий. УСПД осуществляет вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанных профилей мощности и электроэнергии c учётом коэффициентов трансформации и является промежуточным хранилищем измерительной информации, журналов событий.
Сервер АИИС КУЭ с периодичностью не реже одного раза в сутки опрашивает УСПД и считывает с него получасовые значения электроэнергии для каждого канала учета и журналы событий. Считанные данные записываются в базу данных.
Сервер АИИС КУЭ осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в АО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в виде xml-файлов формата 80020.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется шкала координированного времени UTC(SU). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени, счетчика, УСПД, сервера.
В качестве устройств синхронизации времени используется УССВ-2. УССВ-2 осуществляет прием сигналов точного времени от GPS/ГЛОНАСС приемников непрерывно.
Сравнение показаний часов УСПД и УССВ-2 происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов УСПД и УССВ-2 осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УССВ-2 на величину более чем ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчика и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчика и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчика и УСПД на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД происходит с цикличностью один раз в час.
Синхронизация часов сервера АИИС КУЭ и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов сервера АИИС КУЭ и УСПД на величину более чем ±1 с.
АИИС КУЭ не имеет модификаций. Доступ к элементам и средствам измерений АИИС КУЭ огранчен на всех уровнях при помощи механических и программных методов и способов защиты.
Нанесение знака поверки и заводского номера на средство измерений не предусмотрено. АИИС КУЭ присвоен заводской номер АИИС КУЭ 497, заводские номера средств измерений уровней ИИК, ИВКЭ, ИВК, идентификационные обозначения элементов уровня ИВК указаны в формуляре. Сведения о форматах, способах и местах нанесения заводских номеров измерительных компонентов, входящих в состав измерительных каналов АИИС КУЭ приведены в формуляре на АИИС КУЭ.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР», ПО обеспечивает защиту измерительной информации с помощью паролей и разграничения прав доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое специальными программными средствами ПО.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения АИИС КУЭ представлены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3E736B7F380863F44CC8E6F7BD211C54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «АльфаЦентр» не влияет на метрологические характеристики, указанные в таблицах 2-4.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2-4.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ
| № ИК | Наименовани е объекта | Измерительные компоненты | |||
| ТТ | ТН | Счётчик | ИВКЭ | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС-17 Л-11 яч.3 | ТПЛ Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 831-53 | СЕ 303 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег.№ 33446-08 | RTU-327 Рег.№ 41907-09 УССВ-2 Рег.№ 54074-13 |
| 2 | ПС-17 Л-14 яч.19 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-6-66 Кл.т. 0,5 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЕ 303 Кл.т. 0,5S/0,5 Рег.№ 33446-08 | |
| 3 | РП-2 6 кВ яч. 2 ОЛ-59 | ТОЛ-10-11 Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 47959-16 | ЗНОЛП.4-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100^3 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05МК Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-18 | |
| 4 | РП-2 6 кВ яч. 5 ОЛ-60 | ТОЛ-10-11 Кл.т. 0,5S 150/5 Рег. № 47959-16 | ЗНОЛП.4-6 Кл.т. 0,5 6000/^3/100^3 Рег. № 46738-11 | ПСЧ-4ТМ.05МК Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 50460-18 | |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем 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 аналогичное утвержденного типа.
3 Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения, используемого ПО.
4 Замена оформляется техническим актом и внесением изменений в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности, (±5), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±5), % |
| 1-2 | Активная Реактивная | 1,30 1,84 | 2,05 2,26 |
| 3-4 | Активная Реактивная | 1,30 2,04 | 2,05 3,34 |
| Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени UTC (SU), (±Д), с | 5 | ||
| Примечания: 1 Границы погрешности указаны для cosф=0,8 инд, I = 20 % 1ном при температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С в рабочих условиях и при температуре окружающего воздуха от плюс 21 °С до плюс 25 °С в нормальных условиях. 2 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности P = 0,95. | |||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности cos ф - частота, Гц - температура окружающей среды для сервера, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С - относительная влажность воздуха при +25 °С, % | от 98 до 102 от 100 до 120 0,9 от 49,85 до 50,15 от +15 до +25 от +21 до +25 от 30 до 80 |
| Условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - сила тока, % от 1ном - коэффициент мощности cos ф - частота, Гц - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды для счетчиков, °С - относительная влажность воздуха при +25 °С, % - магнитная индукция внешнего происхождения, мТл, не более | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд. до 0,8 емк. от 49,6 до 50,4 от -40 до +50 от +5 до +35 от 75 до 98 0,5 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики ПСЧ-4ТМ.05МК: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более Счетчики СЕ 303: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более УСПД: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч УССВ-2: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 2,0 220000 2,0 100000 2,0 35000 2,0 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 45 10 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал 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;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:
- пароли электросчетчика;
- пароли сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений приращений электроэнергии на интервалах 30 минут (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
аблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТПЛ | 2 |
| ТПЛМ-10 | 2 | |
| ТОЛ-10-11 | 6 | |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| НТМИ-6-66 | 1 | |
| ЗНОЛП.4-6 | 6 | |
| Счетчики электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05МК | 2 |
| СЕ 303 | 2 | |
| Устройство синхронизации времени | УССВ-2 | 1 |
| Устройство сбора и передачи данных | RTU-327 | 1 |
| Сервер АИИС КУЭ | DELL OptiPlex 3020 | 1 |
| Паспорт-формуляр | ТНЭ.ФО.497 | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ХЭСК» по объекту Водозабор г. Кировск, аттестованном ООО «Спецэнергопроект», уникальный номер записи об аккредитации в реестре аккредитованных лиц RA.RU.312236.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов
на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания;
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения.