Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Нижегородская электрическая компания» для электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК» г. Дзержинск (2-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ, построенная на основе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии "АльфаЦЕНТР" (Госреестра № 44595-10), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2003, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2003, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии);
2 -й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-327 (Госреестр № 41907-09), автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) HVS-35, линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи;
3 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из сервера баз данных (СБД) на базе сервера ИВК ООО «Нижегородская энергетическая компания» (Moxa Nport 5650-8-DT), АРМ пользователей и аппаратуры приема-передачи данных.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в базе данных сервера ИВК АИИС КУЭ не менее 3,5 лет, отвечающих требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков и УСПД в базу данных ИВК.
Принцип действия:
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, реактивной, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии без учета коэффициентов трансформации. УСПД автоматически проводит сбор результатов измерений и информации о состоянии средств измерений со счетчика электрической энергии (один раз в 30 минут).
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485 с дальнейшим преобразованием в интерфейс RS-232 (счетчик - GSM-терминал - GSM-терминал - УСПД).
В УСПД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и автоматическая передача накопленных данных на уровень ИВК ООО «Нижегородская энергетическая компания», а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Сервер ИВК ООО «Нижегородская энергетическая компания» автоматически опрашивает УСПД. Опрос УСПД осуществляется по основному и резервному каналам:
- основной канал: сети интернет (УСПД - сети интернет - сервер БД);
- резервный канал: в формате RS-232 (УСПД - GSM модем - GSM модем - сервер БД).
На сервере ИВК ООО «Нижегородская энергетическая компания» информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы и сохраняется на глубину не менее 3,5 лет по каждому параметру. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Для передачи информации заинтересованным субъектам происходит по основному и резервному каналам передачи данных:
- основной канал: сети интернет (сервер БД - сети интернет - заинтересованные субъекты);
- резервный канал: в формате RS-232 (сервер БД - GSM модем - заинтересованные субъекты).
АИИС КУЭ ЗАО «Нижегородская электрическая компания» для электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК» г. Дзержинск (2-я очередь) оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройств синхронизации системного времени (УССВ) - HVS-35 включающих в себя приемник сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени УСПД и сигналов УССВ происходит ежесекундно. Ход часов УСПД не превышает ±1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени между счетчиком и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.
Журналы событий счетчика электрической энергии 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.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (далее по тексту - ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО УСПД, ПО СБД, ПО АРМ на основе пакета программ «АльфаЦЕНТР».
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблицах 1.1, 1.2
Таблица 1.1 - Метрологически значимые модули ПО (уровень ИВКЭ)
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» | alphamess.dll | Версия 4.2 | Ь8с331аЬЬ5е34444170еее93 17d635cd | MD5 |
| cdbora2.dll | 0630461101a0d2c1f5005c11 6f6de042 |
| encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba400eeae 8d0572c |
| amra.exe | 9cf3f689c94a65daad982ea46 22a3b96 |
| amrc.exe | a75ff376847d22ae4552d2ec2 8094f36 |
| amrserver.exe | 559f01748d4be825c8cda4c3 2dc26c56 |
Таблица 1.2 - Метрологически значимые модули ПО (уровень ИВК)
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» | alphamess.dll | Версия 3.16.2 | b8c331abb5e34444170eee931 7d635cd | MD5 |
| cdbora2.dll | 5f7bed5660c061fc898523478 273176c |
| encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba400eeae 8d0572c |
| amra.exe | 5b0009aa01b467c075539bdfc f6be0b9 |
| amrc.exe | dedfd7b1a1a4f887b19440caa 280d50e |
| amrserver.exe | 350fea312941b2c2e00a590fb 617ae45 |
ПО «АльфаЦентр» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-003-12 от 31 мая 2012 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 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 электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ЗАО «Нижегородская электрическая компания» для электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК» г. Дзержинск (2-я очередь).
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав ИИК (1-2 уровни) АИИС КУЭ ЗАО «Нижегородская электрическая компания» для электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК» г. Дзержинск (2-я очередь) приведен в таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ в рабочих условиях эксплуатации приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Состав ИИК (1-2 уровни) АИИС КУЭ
| № ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК АИИС КУЭ (1-2 уровни) | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ (УСПД) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 15 | ОАО «Дзержинский водоканал» ГПП «РОС», РУ-6 кВ, 1СШ, яч. 3 | ТОЛ-10-I кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. №№ 10690; 15013; 15012 Госреестр № 15128-07 | НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1184 Госреестр № 16687-02 | Альфа 1805RLX-P4GB-DW-4 кл. Т 0,5S/1,0 Зав. № 01250288 Госреестр № 31857-11 | RTU-327-E-R2-M2- M04 Зав.№ 000739 Госреестр № 1949503 | активная реактивная |
| 16 | ОАО «Дзержинский водоканал» ГПП «РОС», РУ-6 кВ, 3СШ, яч. 27 | ТПЛ-10-М кл. т 0,5S Ктт = 300/5 Зав. №№ 4774; 4775; 4776 Госреестр № 22192-07 | НАМИТ-10-2 кл. т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 1183 Госреестр № 16687-02 | Альфа A18O5RL-P4GB-DW-4 кл. Т 0,5S/1,0 Зав. № 01255468 Госреестр № 31857-11 | активная реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 31(2)%, I1(2) < I изм < I 5 % | §5 %, I5 %- I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %- I изм< I 100 % | §100 %, I100 %- I 1Г'.м~ I 120 % |
| 15, 16 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | ± 3,4 | ± 2,2 | ± 2,1 | ± 2,1 |
| 0,9 | ± 3,7 | ± 3,1 | ± 2,9 | ± 2,9 |
| 0,8 | ± 4,0 | ± 3,3 | ± 3,0 | ± 3,0 |
| 0,7 | ± 4,5 | ± 3,4 | ± 3,1 | ± 3,1 |
| 0,5 | ± 6,1 | ± 4,1 | ± 3,5 | ± 3,5 |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 31(2)%, I1(2) < I изм < I 5 % | §5 %, I5 %- I изм< I 20 % | §20 %, I 20 %- I изм< I 100 % | §100 %, I100 %- I Изм- I 120 % |
| 15, 16 (ТТ 0,5 S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | ± 7,9 | ± 5,8 | ± 5,2 | ± 5,2 |
| 0,8 | ± 6,4 | ± 5,3 | ± 4,9 | ± 4,9 |
| 0,7 | ± 5,8 | ± 5,1 | ± 4,8 | ± 4,8 |
| 0,5 | ± 5,3 | ± 4,9 | ± 4,7 | ± 4,7 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 51(2)%q для созф<1,0 нормируется от 12%..
2. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98-ином до 1,02-ином;
• сила тока от 1ном до 1,2-Ihom, cos9=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9Uhom до 1,1Uhom,
• сила тока от 0,01 Ihom до 1,2 Ihom для ИИК 1, 2.
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от минус 15 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2003;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2003.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2003, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2003, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими
характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• •счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный «Альфа А1800» - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
• УСПД RTU-327 - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
• сервер - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 24 часа;
• для УСПД RTU-327 Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
• панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, СОЕВ, RTU-327, сервере;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий:
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД RTU-327, сервере (функция автоматизирована).
• Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;
• RTU-327- суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.
Таблице 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол-во, шт. |
| 1 Трансформатор тока | ТОЛ-10-I | 3 |
| 2 Трансформатор тока | ТПЛ-10-М | 3 |
| 3 Трансформатор напряжения | НАМИТ-10-2 | 2 |
| 4 Счетчик электрической энергии трехфазный многофункциональный | Альфа А1800 | 2 |
| 5 Шкаф УСПД | УСПД RTU-327-E-R2-M2-M04; HVS-35; источник бесперебойного питания UPS АРС Back-UPS 1500VA 230V; модем Zyxel U-336S; GSM модем МС 35i; GSM модем ТС 35; преобразователь интерфейса Adam 4520 | 1 |
| 6 Серверный шкаф | Сервер баз данных; коммуникационный сервер Moxa Nport 5650-8-DT; GSM модем МС 35i; модем Zyxel U-336S | 1 |
| 7 Коммуникационное НКУ | GSM модем МС 35i; GSM модем ТС 35; преобразователь интерфейса Adam 4520 | 1 |
| 8 ПО (комплект) | АльфаЦЕНТР | 1 |
| 9 Методика поверки | МП 1601/550-2013 | 1 |
| 10 Паспорт-формуляр | СТПА.411711.И02.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1601/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Нижегородская электрическая компания » для электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК» г. Дзержинск (2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в июне 2013 года.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчик Альфа А1800 - по методике поверки ДЯИМ.411152.018 МП, утверждённой ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;
- для устройства сбора и передачи данных серии RTU-327- по документу « Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП» , утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009г.
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04).
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
- Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества электроэнергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ЗАО «Нижегородская электрическая компания » для электроснабжения МУП ВКХ «ИСТОК» г. Дзержинск (2-я очередь).
Свидетельство об аттестации методики измерений 012/01.00316-2011/2013 от 12.08.2013
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4. ГОСТ 7746-2003 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5. ГОСТ 1983-2003 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6. ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электроэнергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электроэнергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
