Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ОАО «Строммашина» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности в точках измерения ОАО «Строммашина», сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений в центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников 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 (коррекция времени), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - информационно измерительный комплекс (ИИК) трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
Между уровнями ИИК и ИВК с помощью модемов IRZ MC52 организованы GSM каналы связи (GSM 900/1800), обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения «АльфаЦЕНТР» производства ООО «Эльстер Мет-роника» (№ 44595-10 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ (HP ProLiant DL360R07 E5630), устройство синхронизации системного времени УСВ-1 (№ 28716-05 в Государственном реестре средств измерений) и автоматизированное рабочее место персонала (АРМ).
На уровне ИВК обеспечивается:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и ПО;
- разграничение прав доступа к информации;
- измерение интервалов времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
- показатели режимов электропотребления;
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
Первичные фазные токи трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые совместно с первичными напряжениями по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы GSM модема. По запросу или в автоматическом режиме модем направляет информацию в ИВК ОАО «Мосгорэнерго».
На верхнем - втором уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя устройство УСВ-1 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-1 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. УСВ-1 осуществляет коррекцию внутренних часов сервера и счетчиков. Коррекция показаний часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с показаниями часов УСВ-1 более чем на ±2 c.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает +5 с.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Программное обеспечение
Прикладное программное обеспечение «АльфаЦЕНТР» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.
Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
ПО не оказывает влияние на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Таблица 1 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО
Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное 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 | 3.32.0.0 | 94B754E7DD0A5765 5C4F6B8252AFD7A6 | MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | 3.32.0.0 | 8278B954B23E73660 72317FFD09BAAB | MD5 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
ПО «Альфа ЦЕНТР» | драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 3.32.0.0 | B7DC2F29537555357 8237FFC2676B153 | MD5 |
драйвер работы с БД | Cdbora2.dl l | 3.31.0.0 | 5E9A48ED75A27D10 C135A87E77051806 | MD5 |
Библиотека шифрования пароля счетчиков | encryptdll. dll | 2.0.0.0 | 0939CE05295FBCBB BA400EEAE8D0572C | MD5 |
библиотека сообщений планировщика опросов | alphamess. dll | Номер версии отсутствует | B8C331ABB5E34444 170EEE9317D635CD | MD5 |
Технические характеристики
Состав первого уровня ИК и основные метрологические характеристики ИК АИС
КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 Метрологические характеристики АИИС КУЭ.
№ ИК | Наименование присоединения | Состав ИИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счетчик | | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 |
1 | ПС "Стром-машина" 110/6 кВ РУ-6 кВ 1 с.ш. ячейка № 601 | ТПФ 150/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 517-50 | НТМИ-6 6000/100 к.т. 0,5; № Гос-реестра 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,5 ±4,6 |
2 | ПС "Стром-машина" 110/6 кВ РУ-6 кВ 1 с.ш. ячейка № 606 | ТВК-10 300/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 8913-82 | НТМИ-6 6000/100 к.т. 0,5; № Гос-реестра 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,5 ±4,6 |
3 | ПС "Стром-машина" 110/6 кВ РУ-6 кВ 1 с.ш. ячейка № 608 | ТПЛМ-10 300/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 2363-68 | НТМИ-6 6000/100 к.т. 0,5; № Гос-реестра 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,5 ±4,6 |
4 | ПС "Стром-машина" 110/6 кВ РУ-6 кВ 2 с.ш. ячейка № 604 | ТПФ 300/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 517-50 | НТМИ-6 6000/100 к.т. 0,5; № Гос-реестра 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,5 ±4,6 |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 |
5 | ПС "Стром-машина" 110/6 кВ РУ-6 кВ 2 с.ш. ячейка № 605 | ТПЛ-10 400/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 1276-59 | НТМИ-6 6000/100 к.т. 0,5; № Гос-реестра 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,5 ±4,6 |
6 | ПС "Стром-машина" 110/6 кВ РУ-6 кВ 2 с.ш. ячейка № 610 | ТПЛ-10 300/5 к.т. 0,5; № Г осреест-ра 1276-59 | НТМИ-6 6000/100 к.т. 0,5; № Гос-реестра 380-49 | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,2S/0,5; № Г осреест-ра 36697-08 | активная реактивная | ±1,2 ±2,4 | ±5,5 ±4,6 |
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности.
2. В качестве характеристик основной относительной погрешности указаны границы интервала соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
• параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uhom; ток (1 - 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;
• температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
• относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
• индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия:
• параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,05 - 1,2) Ihom;
0,5 инд < cos9 < 0,8 емк;
• температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;
• относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха 30°С;
• атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
• напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
• частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
• индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, счетчики электрической энергии по ГОСТ 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии и по ГОСТ 52323 в режиме измерения активной энергии;
6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Глубина хранения информации:
• счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух
направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств из
мерений - за весь срок эксплуатации системы.
7. Надежность применяемых в системе компонентов:
• счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее
140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
• сервер - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов среднее время
восстановления работоспособности 1 час.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа инструкции по эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ принтером.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3. Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Наименование изделия | Кол-во шт. | Примечание |
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М | 6 | |
Трансформатор тока ТПФ | 4 | |
Трансформатор тока ТВК-10 | 2 | |
Трансформатор тока ТПЛМ-10 | 2 | |
Трансформатор тока ТПЛ-10 | 4 | |
Транмформатор напряжения НТМИ-6 | 2 | |
Сервер HP Proliant ML370 G5 | 1 | |
Устройство синхронизации времени УСВ-1 | 1 | |
Модем IRZ MC52 | 4 | |
Комплекс информационно-вычислительный ПО «АльфаЦЕНТР» | 1 | |
Методика поверки ИЦЭ 1230РД-12.01.МП | 1 | |
Инструкция по эксплуатации МГЭР.411713.004.11-ИЭ | 1 | |
Паспорт МГЭР.411713.004.11-ПС | 1 | |
Поверка
осуществляется в соответствии с документом ИЦЭ 1230РД-12.01.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Мосгорэнерго» на объекте ОАО «Строммашина» Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 16.04.2012 г.
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 электрической энергии по ГОСТ 8.584-04.
Сведения о методах измерений
Метод измерений описан в методике измерений ИЦЭ 1230РД-12.01.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные документы
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.