Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Оренбургский радиатор» (далее АИИС КУЭ
ООО «Оренбургский радиатор») предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «Оренбургский радиатор»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ ООО «Оренбургский радиатор» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ ООО «Оренбургский радиатор» решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ ООО «Оренбургский радиатор» данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ООО «Оренбургский радиатор»;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ООО «Оренбургский радиатор»;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ООО «Оренбургский радиатор» (коррекция времени).
АИИС КУЭ ООО «Оренбургский радиатор» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001, счетчики Альфа А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ Р ГОСТ Р 523232005 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (5 точек измерений).
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327L, устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии и измерительно-вычислительный комплекс учета электроэнергии ЗАО «Энергопромышленная компания» осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов спутникового времени, таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УССВ синхронизировано со временем УСПД, коррекция времени УСПД происходит
1 раз в час допустимое рассогласование УСПД от времени УССВ ± 2 с. Сличение времени сервера по таймеру УСПД происходит каждые 30 минут. Коррекция времени сервера по времени УСПД происходит при достижении допустимого рассогласования. Сличение времени счетчиков со временем УСПД происходит каждые 3 мин, корректировка времени счетчиков происходит при расхождении со временем УСПД ± 2 с, но не более 1 раза в сутки. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ООО «Оренбургский радиатор» используется ИВК «АльфаЦЕНТР», а именно ПО «АльфаЦЕНТР», регистрационный № 44595-10. ПО «АльфаЦЕНТР» имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из основных компонентов, указанных в таблице 1. ИВК «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Уровень защиты программного обеспечения, используемого в АИИС КУЭ
ООО «Оренбургский радиатор», от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010).
| Наименование ПО | Идентиф икационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| | Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\AlphaCenter\exe) Amrserver.exe | 3.29.0.0 | E357189AEA0466 E98B0221DEE68D 1E12 | |
| Альфа Центр версии 12.01.01.01 | Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Amrc.exe | 3.29.1.0 | F0BC36EA92AC5 07A9B3E9B16882 35A03 | |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe | 3.29.1.0 | 524EBBEFEE04F5 FD0DB5461CEED 6BEB2 | MD5 |
| | Драйвер работы с БД Cdbora2.dll | 3.29.0.0 | 0AD7E99FA26724 E65102E215750C6 55A | |
| | Библиотека сообщений планировщика опросов Alphamess.dll | | B8C331ABB5E34 444170EEE9317D 635CD | |
| | | Состав измерительного канала | Вид электро энергии | Метролс характе И | гические ристики К |
| Наименование объекта и номер точки измерений | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД/ Сервер | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | ТП-1311, ЗРУ 6 кВ, Ввод 6кВ с ПС "Восточная" (яч.№8) | ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5 | ЗНОЛ.06 6000/V3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | A1805RL- P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1,0 | | Aotm- ная, реак тивная | ± 1,1 ± 2,7 | ± 3,4 ± 5,7 |
| 2 | ТП-1318, ЗРУ 6 кВ, Ввод 6кВ с ПС "Восточная" (яч.№2) | ТПОЛ-10 600/5 Кл.т. 0,5S | ЗНОЛ.06 6000/V3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | A1805RL- P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1,0 | RTU 327L/ HP Proliant ML 110 | | | |
| 3 | ТП-1244, ЗРУ 6 кВ, Ввод 6кВ с ПС "Восточная" (яч.№5) | ТПОЛ-10 400/5 Кл.т. 0,5S | ЗНОЛ.06 6000/V3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | A1805RL- P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1,0 | Aotm- ная, реак тивная | ± 1,1 ± 2,7 | ± 3,5 ± 7,4 |
| 4 | ТП-1244, ЗРУ 6 кВ, Фидер 6кВ ООО"Хлебоза вод №3"(яч.№6) | ТПОЛ-10 300/5 Кл.т. 0,5S | ЗНОЛ.06 6000/V3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | A1805RL- P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1,0 | | | |
| 5 | РП-1119, ЗРУ 6 кВ, фидер 6 кВ ЦРП КХП №3 (яч.№3) | ТПЛ-10 150/5 Кл.т. 0,5 | ЗНОЛ.06 6000/V3/ 100/V3 Кл.т. 0,5 | A1805RAL- P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1,0 | | Aктив- ная, реак тивная | ± 1,1 ± 2,7 | ± 3,4 ± 5,7 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений 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, cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
• параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Цном; ток (0,02 - 1,2) Тном, (0,05 - 1,2) Тном
для точки измерений № 1 и № 5;
• допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для счетчиков от минус 20 до плюс 55 °С; для УСПД от минус 10 до плюс 50 °С; и сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,02 1ном cosj = 0,8 инд. (1=0,05 1ном cosj = 0,8 инд. для точки измерений №1 и № 5) и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 до плюс 30 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии Альфа А1800 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 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 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ООО «Оренбургский радиатор» как его неотъемлемая часть.
8. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик - среднее время наработки на отказ не Т=120000 ч, среднее время восстановления работоспособности (;в) не более 2 ч;;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч, среднее время восстановления работоспособности ^в) не более 2ч.;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию 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;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, парамет-рировании:
- электросчетчика;
- сервера.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- один раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; сохранение информации при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - хранение результатов измерений 210 суток;
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Оренбургский радиатор».
Комплектность
Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Оренбургский радиатор» определяется в паспорте-формуляре № ЭПК370/08-1.ФО.
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Оренбургский радиатор». Измерительные каналы. Методика поверки».
Поверка
осуществляется по методике поверки МП 50918-12 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Оренбургский радиатор». Измерительные каналы. Методика поверки» утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 23 июля 2012г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики Альфа А1800 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки». МП-2203-0042-2006;
- УСПД RTU 327 - по методике поверки ДЯИМ.466215.007МП «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки».
Радиочасы МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведен в паспорте-формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ООО «Оренбургский радиатор» № ЭПК370/08-1.ФО.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Оренбургский радиатор»
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. 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 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
