Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стройматериалы» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям АО «Стройматериалы», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, состоящая из пяти измерительных каналов.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, вторичные измерительные цепи тока и напряжения, многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS-485 для измерения активной и реактивной энергии;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных RTU-325 (далее - УСПД), устройство синхронизации системного времени УССВ и каналообразующую аппаратуру;
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя сервер баз данных (далее - сервер), автоматизированное рабочее месте, каналообразующую аппаратура, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
Каналы связи между измерительно-информационными точками учета, ИВКЭ и ИВК образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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 (умножение на коэффициенты трансформации осуществляется в сервере ИВК АИИС КУЭ).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков 1, 2 и 3 измерительных каналов по интерфейсу RS-485 поступает через GSM-модемы в УСПД, цифровой сигнал с выходов счетчиков 4 и 5 измерительных каналов по интерфейсу RS-485 по проводным линиям связи поступает на вход УСПД, где осуществляется автоматизированный сбор, контроль и учет показателей и режимов потребления электроэнергии, передача накопленных данных по каналам передачи данных.
ИВК предназначен для обеспечения выполнения задач автоматического сбора, диагностики, обработки и хранения информации об измеренной электроэнергии, а также обеспечения интерфейсов доступа к информации. Учетная информация, передаваемая внешним пользователям через Internet (основной канал связи) и GSM-модем (резервный канал связи), отражает 30-минутные результаты измерения потребления электроэнергии по точке учета. Передача информации реализована с использованием электронных документов в виде макетов 51070 и 80020 в формате XML.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая проводит синхронизацию часов от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.
УСПД, с периодом в 30 мин, выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УССВ было не более ±1 с.
От УСПД синхронизируются внутренние часы счетчиков 1 раз в сутки при опросе по проводным линиям связи и GSM-модемам, а так же часы ИВК 1 раз в сутки при сборе информации по GSM связи. В случае расхождения часов счетчиков и ИВК более чем на ±1 с, производится коррекция часов счетчиков и ИВК.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.
Программное обеспечение
Специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» установлено на сервере.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование ПО | «АльфаЦЕНТР» |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 15.07.03 |
| Цифровой идентификатор ПО: | |
| Программа - планировщик опроса и передачи данных Amrserver.exe | 434b3cd629aabee2c888321c997356b2 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Amrc.exe | fc 1 ec6f4a4af313 a00efb3af4b5e8602 |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe | 0c5fc70674f0d1608352431e9dd3c85d |
| Драйвер работы с БД Cdbora2.dll | 234b8084f22314cc2c22841cf6e42f40 |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c |
| Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
ПО ИК АИИС КУЭ, не влияет на метрологические характеристики указанные в таблице 3.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» согласно Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологические характеристики с указанием наименования присоединений.
В таблице 3 приведены метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ.
Таблица 2 - Перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ и их характеристики
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт Ктн^ Ксч= Красч. | Наименование, измеряемой величины |
| № ИК | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС "Донец" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 3 СШ, яч. 16, КЛ 6 кВ БКСМ | | УСПД № 37288-08 | RTU-325 | 004875 | 9600 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| ТТ | КТтт=0,5 Ктт=800/5 № 32139-06 | А | ТОЛ СЭЩ-10 | 10182 | Ток первичный, I |
| В | ТОЛ СЭЩ-10 | 10386 |
| С | ТОЛ СЭЩ-10 | 10392 |
| ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-05 | А В С | НАМИ-10 УХЛ2 | 973 | Напряжение первичное, U |
| Счетчик | КТсч=0,58/1,0 Ксч =1 №36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 0605110180 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 2 | ПС "Донец" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 1 СШ, яч. 5, КЛ 6 кВ БКСМ-резерв | | УСПД № 37288-08 | RTU-325 | 004875 | 9600 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| ТТ | КТтт = 0,5 Ктт = 800/5 № 32139-06 | А | ТОЛ СЭЩ-10 | 10404 | Ток первичный, I |
| В | ТОЛ СЭЩ-10 | 10406 |
| С | ТОЛ СЭЩ-10 | 10246 |
| ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 20186-05 | А В С | НАМИ-10 УХЛ2 | 926 | Напряжение первичное, U |
| Счетчик | КТсч=0,58/1,0 Ксч =1 №36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 0603090065 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 3 | ЩС 0,4кВ ГСК №70 | | УСПД № 37288-08 | RTU-325 | 004875 | 1 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| к о и | KTc4=0,5S/1,0 Ксч =1 № 30784-05 | ПСЧ-3ТМ.05 | 0512080340 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 4 | ПС "Белгород" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 1 СШ, яч. 122, КЛ 6 кВ КСМ-2 | | УСПД № 37288-08 | RTU-325 | 004875 | 3600 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| ТТ | КТтт = 0,5 Ктт = 300/5 № 7069-02 | А | ТОЛ-10 | 39992 | Ток первичный, I |
| В | - | - |
| С | ТОЛ-10 | 3736 |
| ТН | КТтн=0,5 Ктн=6000/100 № 17158-98 | А | НОМ-6-77 | 4956 | Напряжение первичное, U |
| В | НОМ-6-77 | 41553 |
| С | НОМ-6-77 | 4961 |
| W К (Т о (Т и | КТсч=0,58/1,0 Ксч =1 №36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 0607080023 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 5 | ПС "Белгород" 110/6 кВ , РУ 6 кВ, 3 СШ, яч. 313, КЛ 6 кВ КСМ-1 | | УСПД № 37288-08 | RTU-325 | 004875 | 9600 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| ТТ | КТтт = 0,5 Ктт = 800/5 № 15128-07 | А | ТОЛ-10- I-8 | 7457 | Ток первичный, I |
| В | ТОЛ-10- I-8 | 7452 |
| С | ТОЛ-10- I-8 | 7456 |
| ТН | КТтн = 0,5 Ктн=6000/100 № 38394-08 | А В С | НАЛИ-СЭЩ-6-4 | 00187-11 | Напряжение первичное, U |
| W К (Т о (Т и | КТсч=0,58/1,0 Ксч =1 №36355-07 | ПСЧ-4ТМ.05М | 0612097450 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
Примечания:
КТ - класс точности средства измерений.
Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.
Ктн - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Допускается замена счетчиков, ТТ, ТН и УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками такими же, как у перечисленных в таблице 3. Замена оформляется актом в установленном на предприятии порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной/ реактивной (5WP Z5Wq) электроэнергии (мощности) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
| 5wp,% |
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение cos ф | для диапазона 1 (5)%<IZIn<20% W P5 %< W P<W P20 % | для диапазона 20%<IZIn<100% Wp20 % <Wp<Wp100 % | для диапазона 100%< I/In<120% Wp100 % <Wp< Wp120 % |
| 1, 2, 4, 5 | 0,5 | 0,5 | 0,5s | 1,0 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,8 | ±3,3 | ±2,3 | ±2,0 |
| 0,5 | ±5,8 | ±3,6 | ±3,0 |
| 3 | - | - | 0,5s | 1,0 | ±1,3 | ±1,3 | ±1,3 |
| 0,8 | ±1,6 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±2,1 | ±2,1 | ±2,1 |
| 5wq,% |
| № ИК | КТТТ | КТтн | КТСЧ | Значение cos ф | для диапазона 1 (5)%<IZIn<20% W Q5 % <W q<W Q20 % | для диапазона 20%<IZIn<100% W Q20 % <W q<W q 100 % | для диапазона 100%< I/In<120% Wq100 % <Wq< Wq120% |
| 1, 2 4, 5 | 0,5 | 0,5 | 1,0 | 0,8 | ±5,7 | ±3,4 | ±2,9 |
| 0,5 | ±4,1 | ±2,7 | ±2,5 |
| 3 | - | - | 1,0 | 0,8 | ±3,7 | ±2,4 | ±2,3 |
| 0,5 | ±3,2 | ±2,3 | ±2,3 |
IZIn - значение первичного тока в сети в процентах от номинального; WP1(5) %(WQ1(5)) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении IZIn равном от 1(5) до 120 %.
Условия эксплуатации измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ соответствуют требованиям, распространяющихся на них НД:
- трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001 и ЭД;
- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 и ЭД;
- счётчики электроэнергии для измерения активной и реактивной энергии по ГОСТ 31819.22-2012, ГОСТ 31819.23-2012 и ЭД;
- УСПД RTU-325 по ДЯИМ.466215.001РЭ.
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
| Наименование параметров, влияющих величин | Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала |
| Счетчики | ТТ | ТН | УСПД |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Сила переменного тока, А | отI2миндо12макс | от 11миндо 1,2 11ном | - | - |
| Напряжение переменного тока, В | от 0,8 U2номдо 1,15 U2ном | - | от 0,9 U1 ном до 1,1 U1ном | от 85 до 264 |
| Коэффициент мощности (cos ф) | от 0,5инд до 0,8емк | от 0,5инд до 0,8емк | от 0,5инд до 0,8емк | - |
| Частота, Гц | от 47,5 до 52,5 | от 47,5 до 52,5 | от 47,5 до 52,5 | - |
| Температура окружающего воздуха по ЭД, °С | от -40 до +60 | от -40 до +55 | от -50 до +45 | от 0 до +70 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл, не более | 0,5 | - | - | - |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ (при COS92=0,8 инд) | - | от 0,25 S2номДО 1,0 S2ном | - | - |
| Мощность вторичной нагрузки ТН (при COS92 =0,8 инд) | - | - | от 0,25 S2ном до 1,0 S2ном | - |
Таблица 5 - Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: | |
| Трансформаторы тока | 400 000 |
| Трансформаторы напряжения | 400 000 |
| Счетчик электроэнергии | 140 000 |
| УСПД RTU-325 | 100000 |
| ИБП APC Smart-URS 2200 VA | 35000 |
| Модем GSM и коммуникационное оборудование | 50000 |
| Устройство синхронизации системного времени | |
| УССВ-35HVS | 44000 |
| Сервер | 50000 |
| Срок службы, лет: | |
| Трансформаторы тока | 30 |
| Трансформаторы напряжения | 30 |
| Счетчики электроэнергии | 30 |
| УСПД RTU-325 | 30 |
| Устройство синхронизации системного времени | |
| УССВ-35HVS | 10 |
| Коммуникационное и модемное оборудование | 10 |
Среднее время восстановления АИИС КУЭ при отказе, не более, 4 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи на уровне ИИК-ИВК, информация о результатах измерений может передаваться внешним пользователям по электронной почте;
- мониторинг состояния АИИС КУЭ;
- удалённый доступ;
- возможность съёма информации со счётчика автономным способом;
- визуальный контроль информации на счётчике.
Регистрация событий:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике, УСПД, сервере;
- защищенность применяемых компонентов.
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- УСПД;
- сервера.
Защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации в счетчиках и УСПД, не менее, 45 сут., на сервере, не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Таблица 6 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| трансформатор тока | ТОЛ СЭЩ-10 (рег. номер 32139-06) | 6 шт. |
| трансформатор тока | ТОЛ-10 (рег. номер 7069-02) | 2 шт. |
| трансформатор тока | ТОЛ-10-1-8 (рег. номер 15128-07) | 3 шт. |
| трансформатор напряжения | НАМИ-10 УХЛ2 (рег. номер 20186-05) | 2 шт. |
| трансформатор напряжения | НОМ-6-77 (рег. номер 17158-98) | 3 шт. |
| трансформатор напряжения | НАЛИ-СЭЩ-6-4 (рег. номер 38394-08) | 1 шт. |
| счетчик электроэнергии | ПСЧ-4ТМ.05М (рег. номер 36355-07) | 4 шт. |
| счетчик электроэнергии | ПСЧ-3ТМ.05 (рег. номер 30784-05) | 1 шт. |
| паспорт-формуляр | ЭБЦ.425210.013.ФП | 1 экз. |
| технорабочий проект | ЭБЦ.425210.013 | 1 экз. |
| руководства по эксплуатации на счётчики ПСЧ-4ТМ.05М | ИЛГШ.411152.146 РЭ | 1 экз. |
| руководства по эксплуатации на счётчики ПСЧ-3ТМ.05 | ИЛГШ.411152.138 РЭ | 1 экз. |
| паспорта на счётчики ПСЧ-4ТМ.05М | ИГЛШ.411152.146 ФО | 4 экз. |
| паспорта на счётчики ПСЧ-3ТМ.05 | ИЛГШ.411152.137 ФО | 1 экз. |
| руководство по эксплуатации на устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 | ДИЯМ.466215.001 РЭ | 1 экз. |
| паспорт-формуляр RTU-325 | ДИЯМ.466215.001 ФО | 1 экз. |
| методика поверки | | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 42985-09 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стройматериалы». Методика поверки» с изменением №1, утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» 26 июня 2017 г.
Основные средства поверки:
- прибор сравнения КНТ-03 (рег. № 24719-03);
- радиочасы МИР РЧ-01 (рег. № 27008-04);
- измеритель многофункциональный характеристик переменного тока Ресурс-иР2-ПТ (рег. № 29470-05);
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-2011;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-4ТМ.05М в соответствии с документом ИЛГШ.411152.146РЭ;
- средства поверки многофункциональных микропроцессорных счетчиков электрической энергии типа ПСЧ-3ТМ.05 в соответствии с документом ИЛГШ.411152.138 РЭ;
- средства поверки УСПД RTU-325 по методике поверки ДЯИМ.466453.005 МП.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке АИИС КУЭ в виде оттиска поверительного клейма.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Методика выполнения измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы, автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Первая сбытовая компания» для энергоснабжения ОАО «Стройматериалы»». Свидетельство об аттестации методики измерений № 12/1908-2009 от 14.08.2009 г.
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
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
