Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Волгодонский комбинат древесных плит» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов 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 (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер сбора и баз данных (далее - сервер) с программным обеспечением (ПО) «АльфаЦЕНТР», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации и устройство синхронизации системного времени (УССВ) типа 35 HVS, расположенные в ОАО «ЭК «Восток».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из двух 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. 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на GSM-модемы, далее по сотовым каналам связи стандарта GSM - на верхний уровень системы. На верхнем - втором уровне системы выполняется обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициен-
тов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов. Передача информации в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени УССВ, синхронизирующим часы измерительных компонентов системы по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Часы сервера синхронизированы с УССВ, сличение ежесекундное, коррекция часов сервера происходит при обнаружении расхождения ±0,5 с. Синхронизация часов счетчиков с часами сервера производится во время сеанса связи со счетчиками. Корректировка часов счётчиков осуществляется при расхождении показаний часов счётчика и сервера ±1 с, но не чаще одного раза в сутки. Допускаемая нестабильность времени счетчиков в нормальных условиях ± 3 с/сут. Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и сервера 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 ПО «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы, указанные в таблице 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 ПО «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 — Идентификационные данные ПО «АльфаЦЕНТР»
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (иден-тиф икационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПО «Альфа ЦЕНТР» | Программа -планировщик опроса и передачи данных | Amrserver.exe | 14.03.01.02 | 25b98c6cd394aa17d f4bfc8badd85636 | MD5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | 498ca4f23e7d403af5 9f79502303c5ea |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Ameta.exe | bf236ed4b9b88dc9e 006042e16d394d1 |
| Драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | d696def8639e23a10 e1898a466b8bd2f |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| ПО «Альфа ЦЕНТР» | Библиотека шифрования пароля счетчиков | Encryptdll.dll | 14.03.01.02 | 0939ce05295fbcbbb a400eeae8d0572c | MD5 |
| Библиотека сообщений планировщика опросов | Alphamess.dll | b8c331abb5e344441 70eee9317d635cd |
Комплексы измерительно-вычислительные для учёта электрической энергии «АльфаЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Государственный реестр средств измерений под регистрационным номером № 44595-10.
Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляют 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электрической энергии и измерительных трансформаторов.
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ООО «Волгодонский комбинат древесных плит» и их основные метрологические характеристики___________________________
| Номер точки измерений-на однолинейной схеме | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Вид электро-энергии | Метрологические характеристики ИК |
| ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | ИВК | Основная погрешность, % | По-грешнос ть в рабочих услови- |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | ях9 % |
| 1 | ПС 110/10/6 кВ «Приморская», ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-1 | ТФЗМ 110Б-Ш Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 2532 Зав. № 2486 Зав. № 2539 | НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 18319 Зав. № 19229 Зав. № 19767 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 04030024 | HP ProLiant DL380 G4 Зав. № GB8526 D3D9 | Активная Реактивная | ± 1,3 ± 2,3 | ± 3,2 ± 4,6 |
| 2 | ПС 110/10/6 кВ «Приморская», ОРУ-110 кВ, Ввод 110 кВ Т-2 | ТФЗМ 110Б-Ш Кл.т. 0,5 1000/5 Зав. № 2513 Зав. № 2480 Зав. № 2474 | НКФ-110-57 Кл.т. 0,5 110000:^3/100:^3 Зав. № 19861 Зав. № 19756 Зав. № 18407 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 05030088 | Активная Реактивная | ± 1,3 ± 2,3 | ± 3,2 ± 4,6 |
| 3 | ПС 110/10/6 кВ «Приморская», ЗРУ-10 кВ, яч.№51 «Шлюз-14» | ТОЛ-10 Кл.т. 0,5 300/5 Зав. № 32303 Зав. № 32332 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 536 | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 04030091 | Активная Реактивная | ± 1,3 ± 2,3 | ± 3,2 ± 4,6 |
| 4 | ТП-14 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, рубильник Р-1 | Т-0,66 Кл.т. 0,5 100/5 Зав. № 095095 Зав. № 164219 Зав. № 086255 | _ | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 07030001 | Активная Реактивная | ± 1,0 ± 1,9 | ± 3,1 ± 4,4 |
| 5 | ТП-4 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, фидер №7, автомат ВА51 | ТТИ-А Кл.т. 0,5 600/5 Зав. № Е27156 Зав. № Е27147 Зав. № Е27148 | _ | СЭТ-4ТМ.02.2 Кл.т. 0,5S/0,5 Зав. № 07030026 | Активная Реактивная | ± 1,0 ± 1,9 | ± 3,1 ± 4,4 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней
мощности (30 минут).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3 Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.
4 Нормальные условия эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,99 - 1,01) Uh; ток (1,0 — 1,2) Ih; cos9 = 0,9инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;
- температура окружающей среды: (23±2) °С.
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,05 - 1,2)1н1; коэффициент мощности cosф ^пф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)Ih2; диапазон коэффициента мощности
cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,5 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха для счётчиков от минус 40 °С до
плюс 55 °С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при плюс 30 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 °С до плюс 30 °С;
- относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 25 °С;
- атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.
6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 13 °С до плюс 33 °С.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена УССВ на однотипное утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ООО «Волгодонский комбинат древесных плит» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик СЭТ-4ТМ.02 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 90 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- устройство синхронизации системного времени УССВ - среднее время наработки
на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 75 859 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа.
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.
- журнал сервера:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера.
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
- счетчика электрической энергии;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (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).
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не ме
нее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Волгодонский комбинат древесных плит» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3. Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование компонента | Тип компонента | № Госреестра | Количество |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТФЗМ-110Б | 24811-03 | 6 |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-10 | 38395-08 | 2 |
| Трансформаторы тока | Т-0,66 | 36382-07 | 3 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТТИ-А | 28139-04 | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НКФ-110-57 | 14205-05 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 831-69 | 1 |
| Счётчики активной и реактивной энергии переменного тока статические многофункциональные | СЭТ-4ТМ.02 | 20175-01 | 5 |
| Сервер с программным обеспечением | «АльфаЦЕНТР» | _ | 1 |
| Автоматизированное рабочее место | _ | _ | 1 |
| Методика поверки | _ | _ | 1 |
| Формуляр | _ | _ | 1 |
| Руководство по эксплуатации | _ | _ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 58052-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Волгодонский комбинат древесных плит». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июле 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02 - в соответствии с документом «Счётчики активной и реактивной электрической энергии переменного тока, статические, многофункциональные СЭТ-4ТМ.02. Руководство по эксплуатации. ИЛГШ.411152.087РЭ1», раздел «Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в 2001 г.;
- 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 с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100%, дискретность 0,1%.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Волгодонский комбинат древесных плит»», аттестованной ООО «Техносоюз», аттестат об аккредитации № 01.00220-2013 от 05.07.2013 г.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Волгодонский комбинат древесных плит»
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.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
