Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Хенкель Рус» (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.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - измерительно-информационные комплексы (далее - ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), трансформаторы напряжения (далее - ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) ПС 110 кВ Булгаково, включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-327L (далее - УСПД) и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) ПАО «Россети Московский регион», включающий в себя сервер филиала ПАО «Россети Московский регион», автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ), устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) типа УСВ-3, программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР» и каналообразующую аппаратуру.
4-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК)
ООО «Энергопромсбыт», включающий в себя сервер базы данных (далее - БД)
ООО «Энергопромсбыт», АРМ, УССВ типа УСВ-3, ПО ПК «Энергосфера» и каналообразующую аппаратуру.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из четырех уровней АИИС КУЭ.
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 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.
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 мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на УСПД, где выполняется обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации. Далее измерительная информация от УСПД при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на сервер филиала ПАО «Россети Московский регион», где осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Измерительная информация от сервера филиала ПАО «Россети Московский регион» с периодичностью не чаще одного раза в сутки в автоматизированном режиме по электронной почте в виде XML-файлов установленного формата (макет 80020) в рамках согласованного регламента передается на сервер ООО «Энергопромсбыт».
На верхнем ИВК ООО «Энергопромсбыт» 4-го уровня АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование, хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
Сервер БД ООО «Энергопромсбыт» также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц (предприятий потребителей, сетевых организаций, смежных субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности (далее - ОРЭМ) и др.), получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
Сервер БД ООО «Энергопромсбыт» по сети Internet с использованием электронной подписи раз в сутки формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам ОРЭМ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ, ИВК 3-го уровня АИИС КУЭ и ИВК 4-го уровня АИИС КУЭ.
СОЕВ включает в себя встроенные часы счетчиков, УСДП, серверов, а также УССВ на основе приемников сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS, ГЛОНАСС) типа:
- УСВ-3 (рег. № 64242-16) в составе ИВК ПАО «Россети Московский регион» 3-го уровня АИИС КУЭ;
- УСВ-3 (рег. № 64242-16) в составе ИВК ООО «Энергопромсбыт» 4-го уровня АИИС КУЭ.
УССВ в составе ИВК ООО «Энергопромсбыт» 4-го уровня АИИС КУЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера БД ООО «Энергопромсбыт. Сравнение показаний часов сервера ООО «Энергопромсбыт» с УССВ осуществляется не реже 1 раза в час. Корректировка часов сервера производится при расхождении не менее ±1 с.
УССВ в составе ИВК ПАО «Россети Московский регион» 3-го уровня АИИС КУЭ обеспечивает автоматическую коррекцию часов сервера филиала ПАО «Россети Московский регион», коррекция часов сервера филиала ПАО «Россети Московский регион» выполняется при расхождении более ±1 с.
Сравнение показаний часов УСПД с часами сервера БД ПАО «Россети Московский регион» осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, коррекция часов УСПД выполняется при расхождении часов УСПД и сервера более чем на ±1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков с часами УСПД осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, коррекция часов счетчиков выполняется при расхождении часов счетчиков и УСПД более чем на ±2 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств.
Журналы событий УСПД и сервера БД отражают время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер указывается типографским способом в паспорте-формуляре АИИС
КУЭ.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входят ПО счетчиков, ПО сервера ИВК, ПО АРМ.
1. На уровне ИВК ПАО «Россети Московский регион» используется ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.1. ПО «АльфаЦЕНТР» 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 «АльфаЦЕНТР».
ПО «АльфаЦЕНТР» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средств измерений исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Таблица 1.1 - Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Идентификационные признаки | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПО «АльфаЦЕНТР» Библиотека ac metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
2. На уровне ИВК ООО «Энергопромсбыт» используется ПО ПК «Энергосфера», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1.2. ПО 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 ПО ПК «Энергосфера».
ПО ПК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средств измерений исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Таблица 1.2 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | ПК «Энергосфера» Библиотека pso metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | не ниже 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор ПО | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | Вид электро энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счётчик | УСПД / УССВ | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | ПС 110 кВ Булгаково №242, РУ 10 кВ, 3 СШ 10 кВ, яч. 29, КЛ-10 кВ | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 У3 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | RTU-327L Рег. № 41907-09 / УСВ-3 Рег. № 64242-16 / УСВ-3 Рег. № 64242-16 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,1 ±5,6 |
| 2 | ПС 110 кВ Булгаково №242, РУ 10 кВ, 4 СШ 10 кВ, яч. 32, КЛ-10 кВ | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-10-66 У3 Кл. т. 0,5 Ктн 10000/100 Рег. № 831-69 | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 31857-11 | активная реактивная | ±1,1 ±2,6 | ±3,1 ±5,6 |
| Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с | ±5 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos ф = 0,8инд, 1=0,05Тном и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40 °С до +65 °C.
4. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде.
5. Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков, УСПД и УССВ 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.
6. Допускается замена сервера АИИС КУЭ без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО).
7. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
8. Допускается изменение наименований ИК без изменения объекта измерений.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 2 |
| Нормальные условия: | |
| - параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | 99 до 101 |
| - ток, % от 1ном | 100 до 120 |
| - частота, Г ц | от 49,85 до 50,15 |
| - коэффициент мощности cos ф | 0,9 |
| - температура окружающей среды, оС | от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: | |
| - параметры сети: | |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - ток, % от 1ном | от 5 до 120 |
| - коэффициент мощности | от 0,5 инд. до |
| | 0,8 емк. |
| - частота, Г ц | от 49,5 до 50,5 |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, оС | от -40 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения счетчиков, оС | от -40 до +65 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УСПД, оС | от +10 до +35 |
| - температура окружающей среды в месте расположения серверов, оС | от +10 до +30 |
| - температура окружающей среды в месте расположения УССВ, оС | от -25 до +60 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: | |
| Счетчики электроэнергии: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| УСПД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч, не более | 24 |
| УССВ: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 20000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации | |
| Счетчики электроэнергии: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 45 |
| - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
| УСПД: | |
| - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 45 |
| - сохранение информации при отключении питания, год, не менее | 5 |
| Сервер: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний средств | |
| измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера и 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.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счётчика электроэнергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей измерительных трансформаторов;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании (возможность установки многоуровневых паролей):
- счётчика электроэнергии;
- УСПД;
- сервера;
- кодирование результатов измерений при передаче.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике с отражением времени (даты, часов, минут, секунд) коррекции;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- журнал сервера БД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчиках, УСПД и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Возможность коррекции времени в:
- счётчиках электроэнергии (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт./экз. |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 У3 | 2 |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные | A1802RALXQ-P4GB-DW-4 | 2 |
| Устройства сбора и передачи данных | RTU-327L | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 2 |
| Программное обеспечение | «АльфаЦЕНТР» | 1 |
| Программное обеспечение | ПК «Энергосфера» | 1 |
| Паспорт-формуляр | РЭСС.411711.АИИС.1057 ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АИИС КУЭ ООО «Хенкель Рус», аттестованном ООО «МЦМО», аттестат об аккредитации № 01.00324-2011 от 14.09.2011 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ
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».
Правообладатель
Общество с ограниченной ответственностью «Хенкель Рус» (ООО «Хенкель Рус»)
ИНН 7702691545
Адрес: 107045, г. Москва, пер. Колокольников, д. 11
87078-22: Методика поверкиСкачать13.3 Мб