Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) "Дорадо"

Основные
Тип
Год регистрации 2014
Дата протокола Приказ 606 п. 38 от 14.05.2014
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень включает измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа класса точности 0,5S (в части активной электроэнергии), и класса точности 1,0 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи.

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-327L-E2-M2-B2 (Госреестр № 41907-09, зав. № 005805), устройство синхронизации системного времени УССВ и технические средства приема-передачи данных.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер баз данных (далее - сервер БД) для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений; устройство синхронизации системного времени УССВ; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, ТН происходит в счетчиках.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации и журналов событий, ее накопление и передача накопленных данных по каналу GSM на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Сервер БД с периодичностью не реже чем один раз в сутки производит опрос УСПД. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД, где выполняется дальнейшая

Всего листов 8 обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ.

Результаты измерений, подписанные электронно-цифровой подписью (ЭЦП), передаются с сервера БД в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0 в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ и смежным субъектам ОРЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов УСПД с часами УССВ происходит каждую секунду, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы ИВК синхронизируются от часов УССВ один раз в сутки, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью один раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.

Журналы событий счетчиков 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

В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации. В состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1.

ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационное наименование ПО

Наименова

-ние файла

Номер версии ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей)

Amrserver.e xe

Не ниже 3.27.3.0

58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7

MD5

Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД

Amrc.exe

7542c987fb7603c985 3c9ani0f6009d

Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД

Amra.exe

3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967

Драйвер работы с БД

Cdbora2.dll

b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb

Библиотека сообщений планировщика опроса

alfamess.dll

40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» по МИ 3286-2010.

1—к

1—к

№ ИК

Канал измерений

Состав 1 -ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК.

ПС 110/35/6 кВ «Трикотажная», ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, ф.305

IJ

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

Счетчик

TH

тт

иэ

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке

Состав l-oro уровня АИИС КУЭ

Kt = 0,5S/1,0 Кеч = 1 № 31857-06

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 16687-02

Kt = 0,5S Ктт = 300/5 № 15128-07

A1805RLXQ-P4GB-

DW-3

О W >

О

W

>

-U

Вид энергии

НАМИТ-10-2 УХЛ2

ТОЛ-10-1-2 У2

ТОЛ-10-1-2 У2

01190194

1607

65068

65169

С/1

Вид энергии

3600

о

Кут-Кун'Кеч

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

о

Наименование измеряемой величины

Активная Реактивная

00

Вид энергии

Метрологические характеристики

и- н-

Основная относительная погрешность ИК (± 6), %

±5,1 ±4,2

1—к

О

Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± 6), %

S >£ л о Я S л

S

н л И ЕЕ S >£ л о Я S л

И м ■о

Я н л ■о S <1 н S я S

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

2

ПС 110/35/6 кВ «Трикотажная», ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, ф.309

II

Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 15128-07

А

ТОЛ-10-1-2 У2

67362

7200

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,5

± 5,1

± 4,2

В

-

-

С

ТОЛ-10-1-2 У2

67353

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 16687-02

А

В

С

НАМИТ-10-2

УХЛ2

1607

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RALXQ-P4GB-

DW-4

01181772

3

ПС 110/35/6 кВ «Трикотажная», ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, ф.406

II

Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 15128-07

А

ТОЛ-10-1-2 У2

65124

3600

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,5

± 5,1

± 4,2

В

-

-

С

ТОЛ-10-1-2 У2

65123

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 16687-02

А

В

С

НАМИТ-10-2

УХЛ2

1515

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RALXQ-P4GB-DW-4

01181771

4

ПС 110/35/6 кВ «Трикотажная», ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, ф.409

II

Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 15128-07

А

ТОЛ-10-1-1 У2

66661

7200

Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq

Активная

Реактивная

± 1,2

± 2,5

± 5,1

± 4,2

В

-

-

С

ТОЛ-10-1-1 У2

66668

ТН

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 16687-02

А

В

С

НАМИТ-10-2

УХЛ2

1515

Счетчик

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06

A1805RLXQ-P4GB-

DW-3

01190195

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosф = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (23 ± 2) °С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02(0,05) - 1,2) 1ном; 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 60 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для 0,024ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 30 °С.

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Дорадо» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

- электросчетчик типа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120 000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более Тв = 7 суток.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

Регистрация событий:

- журнал событий счетчика:

- параметрирование;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в счетчике.

- журнал событий ИВКЭ:

- параметрирование;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- включение и выключение УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- сервера;

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при хранении и передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно -измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность системы автоматизированной информационно-

измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо»

Наименование

Количество

1

2

Трансформатор тока ТОЛ-10-1-2 У2

8 шт.

Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2

2 шт.

Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1805

4 шт.

УСПД серии RTU-327L

1 шт.

Сервер на базе ПО «Альфа-Центр»

1 шт.

УССВ-35LVS

2 шт.

АРМ оператора

1 шт.

Методика поверки

1 шт.

Руководство по эксплуатации

1 шт.

Поверка

осуществляется по документу МП 57363-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2014 г.

Перечень основных средств поверки:

- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;

- счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;

- устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 - в соответствии с

документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;

- средства измерений по МИ 3195-2009  «ГСИ. Мощность нагрузки

трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ.    Вторичная нагрузка

трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо».

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо»

1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

5. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

6. Эксплуатационная    документация    на    систему    автоматизированную

информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание