Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богдановичский комбикормовый завод» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Богданович-ский комбикормовый завод», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (далее - ИК) и информационно-вычислительного комплекса (далее - ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Оборудование уровня ИВК с СОЕВ расположено в серверном помещений ООО «АРСТЭМ-ЭнергоТрейд», г. Екатеринбург.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Уровень ИК, включающий трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа ПСЧ-4ТМ.05М и Меркурий 230ART по ГОСТ Р 52323-05 в части активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-05 в части реактивной электроэнергии; вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-4.
Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, созданный на основе сервера сбора данных (далее - сервер СД) и сервера базы данных (далее - сервер БД), устройства синхронизации системного времени на базе GPS-приемника, автоматизированных рабочих мест операторов (далее - АРМ), технических средств приема-передачи данных и программное обеспечение (далее - ПО).
Первичные 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 преобразуют 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков с помощью проводных линий связи поступает на сервер опроса. Далее, по запросу сервера БД, сервер опроса передает запрашиваемую ин-
формацию в сервер БД. Информация в сервере БД формируется в архивы и записывается на жесткий диск. Оба сервера подключаются к коммуникатору сети Ethernet. На верхнем уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.
Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера», версия 6.4 функционирует на нескольких уровнях:
• программное обеспечение счетчика;
• программное обеспечение АРМ;
• программное обеспечение сервера БД.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя GPS - приемник, установленный на уровне ИВК. Время сервера АИИС КУЭ синхронизировано со временем GPS - приемника, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и GPS - приемника на ±1 с. Сличение времени счетчиков АИИС КУЭ с временем сервера происходит при каждом опросе, при расхождении времени счетчиков с временем сервера на ±2 с выполняется корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ПК «Энергосфера» | 6.4 | | - |
| CRQ-интерфейс | CRQonDB.exe | 6.4 | 1 ffba56d1c45c6c96d 445f79aeaed68f | MD5 |
| Алармер | AlarmSvc.exe | 6.4 | 5ee9e43043aa25aa3 439b9fcdc0eb86d | MD5 |
| Анализатор 485 | Spy485.exe | 6.4 | 792fc10e74dfc2f1fd 7b8f4954960c96 | MD5 |
| АРМ Энергосфера | ControlAge.exe | 6.4 | 481cbaafc6884e42ef 125e346d8ebabc | MD5 |
| Архив | Archive.exe | 6.4 | 0d8d84386c574dc1e 99906da60ef355a | MD5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Импорт из Excel | Dts.exe | 6.4 | 74a349a5101dddd64 a8aab4dfeb60b88 | MD5 |
| Инсталлятор | Install.exe | 6.4 | d80a7b739e6c738bc 57fd1d4ac42483e | MD5 |
| Консоль администратора | Adcenter.exe | 6.4 | 701557ecf47c27d84 16a1fcfedfa13ae | MD5 |
| Локальный АРМ | ControlAge.exe | 6.4 | 42622787a0c975903 2422c613bde8068 | MD5 |
| Менеджер программ | SmartRun.exe | 6.4 | 109d78b66ce47a697 207035d46ab9987 | MD5 |
| Редактор расчетных схем | AdmTool.exe | 6.4 | 94f572617eadab4f7f c8d4feb71b7fa2 | MD5 |
| Ручной ввод | HandInput.exe | 6.4 | ab6cf0fb6b01 aa43 ef de930d3e26779e | MD5 |
| Сервер опроса | PSO.exe | 6.4 | 38b24819c3a5d0507 8b4ab7aaad0e723 | MD5 |
| Тоннелепрок-ладчик | TunnelEcom.exe | 6.4 | 3027cf475f05007ff4 3c79c053805399 | MD5 |
| Центр импор-та/экспорта | expimp.exe | 6.4 | adcbfb6041e2059fb0 f4b44c9fc880ca | MD5 |
| Электроколлектор | ECollect.exe | 6.4 | fd3ae9a9180d99d47 2127ff61c992e31 | MD5 |
Программно-технический комплекс «ЭКОМ», включающий в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3 и 4 нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
| Ц/Ц q\f | Номер точки измерений | Наименование объекта | Состав измерительных каналов | УСП Д | Вид электроэнергии |
| ТТ | ТН | Счетчик |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | 1 | ОАО "МРСК Урала"- Восточные сети ПС «Фарфоровая» (110/10), ЗРУ-10 кВ, 1сш., яч.8 | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 Кл т.0,5 300/5 Зав. № 47635 Зав. № 54543 | НТМИ-10-66 Г осреестр № 831-69 Кл т.0,5 10000/100 Зав.№ 5047 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл t.0,5S/1,0 Зав.№ 0607110691 | - | активная, реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 2 | 2 | ОАО "МРСК Урала"- Восточные сети ПС «Фарфоровая» (110/10), ЗРУ-10кВ, 1сш., яч.24 | ТПЛ-10 Г осреестр № 1276-59 Кл т.0,5 300/5 Зав. № 55821 -Зав. № 52960 | НТМИ-10-66 Г осреестр № 831-96 Кл т.0,5 10000/100 Зав.№ 8606 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл t.0,5S/1,0 Зав.№ 0612081416 | | активная, реактивная |
| 3 | 3 | Богдановичский филиал ОАО "Уралпромжел-дортранс" РП-1 (0,4), ВРУ-0,4 кВ | ТОП-0,66 Г осреестр № 15174-01 Кл t.0,5S 200/5 Зав.№ 0075695 Зав.№ 0074987 Зав. № 0075694 | - | Меркурий 230 Г осреестр № 23345-07 Кл t.0,5S/1,0 Зав.№ 07946477 | активная, реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (активная энергия)
Доверительные границы относительной погрешности результата измерений активной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:
| Номер ИК | | Основная погрешность ИК, ±% | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% |
| диапазон тока | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 | cos ф = 1,0 | cos ф = 0,87 | cos ф = 0,8 | cos ф = 0,5 |
| 1, 2 | 0,05Ihi < I1 < 0,2Ihi | 1,8 | 2,5 | 2,9 | 5,5 | 2,2 | 2,8 | 3,2 | 5,6 |
| 0,2Ihi < Ii < Ihi | 1,2 | 1,5 | 1,7 | 3,0 | 1,6 | 1,9 | 2,1 | 3,2 |
| Ihi < Ii < 1,2Ihi | 1,0 | 1,2 | 1,3 | 2,3 | 1,5 | 1,7 | 1,8 | 2,6 |
| 3 | 0,02Ihi < Ii < 0,05Ihi | 1,8 | 2,3 | 2,6 | 4,7 | 2,2 | 2,6 | 2,9 | 4,9 |
| 0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi | 1,0 | 1,4 | 1,6 | 2,9 | 1,5 | 1,8 | 2,0 | 3,1 |
| 0,2Ihi < Ii < Ihi | 0,8 | 1,0 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,5 | 1,6 | 2,3 |
| Ihi < Ii < 1,2Ihi | 0,8 | 1,0 | 1,1 | 1,9 | 1,4 | 1,5 | 1,6 | 2,3 |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ (реактивная энергия) Доверительные границы относительной погрешности результата измерений реактивной электрической энергии при доверительной вероятности P=0,95:
| Номер ИК | | Основная погрешность ИК, ±% | Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ±% |
| диапазон тока | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) | cos ф = 0,87 (sin ф = 0,5) | cos ф = 0,8 (sin ф = 0,6) | cos ф = 0,5 (sin ф = 0,87) |
| 1, 2 | 0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi | 5,7 | 4,6 | 2,7 | 6,3 | 5,3 | 3,7 |
| 0,2Ihi < Ii < Ihi | 3,2 | 2,6 | 1,8 | 4,1 | 3,7 | 3,1 |
| Ihi < Ii < 1,2Ihi | 2,5 | 2,1 | 1,5 | 3,6 | 3,3 | 3,0 |
| 3 | 0,02Ihi < Ii < 0,05Ihi | 5,0 | 4,0 | 2,4 | 5,6 | 4,8 | 3,5 |
| 0,05Ihi < Ii < 0,2Ihi | 3,1 | 2,6 | 1,7 | 4,1 | 3,7 | 3,1 |
| 0,2Ihi < Ii < Ihi | 2,1 | 1,8 | 1,4 | 3,4 | 3,2 | 2,9 |
| Ihi < Ii < 1,2Ihi | 2,1 | 1,8 | 1,4 | 3,4 | 3,2 | 2,9 |
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: диапазон напряжения (0,98 + 1,02) Uhom; диапазон силы тока (1 + 1,2) Ihom, коэффициент мощности cos9 (sino) = 0,87 (0,5) инд.;); частота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 + 1,1) Uhom; диапазон силы первичного тока (0,05 (0,02) + 1,2) 1ном1; коэффициент мощности cos9 (sino) - 0,5 + 1,0 (0,5 + 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от - 40 °С до + 50 °С.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,05 + 1,2)1н2; коэффициент мощности cos9 (sino) - 0,5 + 1,0(0,5 + 0,87); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от + 15 °С до + 30 °С;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение - (220 ± 10) В; частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха - от + 5 °С до + 30 °С.
- относительная влажность воздуха - (70 ± 5) %;
- атмосферное давление - (100 ± 4) кПа.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 5 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Бо-гдановичский комбикормовый завод» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;
ТО_ИК (АИИС) = 15128 ч - среднее время наработки на отказ.
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 ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 140000 ч., время восстановления работоспособности Тв=2 ч.;
- электросчетчик Меркурий 230ART - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 150000 ч., время восстановления работоспособности Тв=2 ч.;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 106100 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера 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.
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, параметриро-вании:
- электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богдановичский комбикормовый завод» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Богдановичский комбикормовый завод»
| Наименование | Количество |
| Измерительные трансформаторы тока ТПЛ-10 (4шт); ТОП-0,66 (3шт). | 7шт. |
| Измерительные трансформаторы напряжения НТМИ-10-95 (2шт). | 2 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М (2шт); Меркурий 230ART (1шт). | 3 шт. |
| GPS - приемник | 1 шт. |
| Аппаратный сервер | 1 шт. |
| ПК «Энергосфера» | 1 шт. |
| Автоматизированные рабочие места персонала (АРМы) | 4 шт. |
| Методика поверки | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 1 шт. |
| Паспорт-формуляр | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП 48005-11 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богдановичский комбикормовый завод». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в августе 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.21688 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Счетчики типа ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки
ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 года;
- Счетчики типа Меркурий 230ART - в соответствии с методикой поверки
АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007г.;
- 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
Методы измерений изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богдановичский комбикормовый завод».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
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 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богдановичский комбикормовый завод».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
