Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ПО «ХИМПРОМ» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии.
Описание
Принцип действия АИИС КУЭ при измерении электрической энергии основан на масштабном преобразовании параметров контролируемого присоединения (ток и напряжение), измерении и интегрировании на получасовом интервале мгновенной активной и реактивной мощности, автоматическом сборе, хранении и передаче по каналам связи результатов измерений.
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных на глубину не менее 3,5 лет;
- хранение результатов измерений электрической энергии в памяти счетчиков на глубину не менее 45 дней;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и ведение журнала событий;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств
АИИС;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ имеет трехуровневую структуру:
- 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ);
- 3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
- трансформаторами напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии в цифровые коды, которые перемножаются для вычисления мгновенных значений электрической мощности. Активная электрическая энергия вычисляются путем математической обработки значений мгновенной мощности и мгновенных значений тока и напряжения. Результаты измерений периодически сохраняются в памяти счетчиков с указанием метки времени в шкале UTC(SU), формируя графики нагрузки.
ИВКЭ включает в себя каналообразующую аппаратуру для связи ИВКЭ с уровнями ИИК ТИ и ИВК, а также УСПД POREG и обеспечивает выполнение следующих функций:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК, обслуживаемых данным ИВКЭ;
- ведение журнала событий ИВКЭ;
- синхронизацию времени в УСПД и передачу шкалы времени на уровень ИВК и ИИК ТИ;
- предоставление дистанционного доступа к счетчику со стороны автоматизированного рабочего места (далее - АРМ) или сервера сбора данных;
- предоставление доступа со стороны ИВК к результатам измерений;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- синхронизацию (коррекцию) времени в ИВКЭ и коррекцию времени в счетчиках электрической энергии;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК включает в себя сервер сбора данных, связующие и вспомогательные компоненты. ИВК выполняет следующие функции:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК, ИВКЭ, обслуживаемых данным ИВК, и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- синхронизацию времени в сервере сбора данных;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- формирование и передачу результатов измерений в XML-формате, предусмотренном регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности, по электронной почте с электронной подписью через АРМ в ПАК АО «АТС», центры сбора и обработки информации смежных сетевых и сбытовых организаций;
- дистанционный доступ коммерческого оператора к компонентам АИИС КУЭ;
- ведение журнала событий с фиксацией изменений результатов измерений, осуществляемых в ручном режиме, изменений коэффициентов ТТ и ТН, синхронизации (коррекции) времени с указанием времени до и после синхронизации (коррекции), пропадания питания, замены счетчика, событий, отраженных в журналах событий УСПД и счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК.
В ИВК предусмотрена аппаратная и программная защита от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 и модемов по выделенной телефонной линии для передачи данных от счетчиков ИИК ТИ до уровня ИВКЭ;
- посредством сети интерфейса Ethernet для передачи данных с уровня ИВКЭ до уровня ИВК
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы;
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
ИИК ТИ, ИВКЭ, ИВК, связующие компоненты образуют измерительные каналы (далее - ИК).
АИИС КУЭ включает в себя систему обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) на базе УСПД POREG с блоком коррекции времени.
Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ работает следующим образом.
Блок коррекции времени формирует шкалу времени UTC(SU) путем обработки сигналов точного времени системы GPS и передает её в УСПД. Контроль шкалы времени часов УСПД осуществляется в постоянном режиме, при выявлении поправки, превышающей по абсолютной величине 1 с, осуществляется коррекция шкалы времени часов УСПД.
Во время каждого сеанса связи сервера сбора данных и ИВКЭ осуществляется проверка поправки часов сервера сбора данных относительно шкалы времени часов УСПД. При выявлении поправки, превышающей по абсолютной величине 1 секунду, осуществляется автоматическая коррекция шкалы времени часов сервера сбора данных.
Во время каждого сеанса связи УСПД в составе ИВКЭ со счетчиками осуществляется проверка поправки часов счетчиков относительно шкалы времени часов УСПД. При выявлении у часов счетчика поправки, превышающей по абсолютной величине 1 с, осуществляется автоматическая коррекция шкалы времени часов этого счетчика.
Перечень ИК и измерительных компонентов в их составе приведен в таблице 1.
В АИИС КУЭ предусмотрено пломбирование крышек зажимов счетчиков, коробок испытательных и сборок зажимов вторичных цепей ТТ и ТН.
| № ИК | Наименование ИК | Трансформаторы тока | Трансформаторы напряжения | Счетчики |
| Тип | Рег. № | К. тр. | Кл.т. | Тип | Рег. № | К. тр. | Кл.т. | Тип | Рег. № | Кл. т. акт./реакт. |
| 1 | Кемеровская ГРЭС, ГРУ-10,5 кВ, яч.№11 ООО ПО "Токем" фидер №3 | ТПОЛ-10 | 1261-02 | 800/5 | 0,5S | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 10000/100 | 0,5 | MT85 | 27724-04 | 0,5S/1 |
| 2 | Кемеровская ГРЭС, ГРУ-10,5 кВ, яч.№29 ООО ПО "Токем" фидер №4 | ТПОЛ-10 | 1261-02 | 800/5 | 0,5S | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 10000/100 | 0,5 | MT85 | 27724-04 | 0,5S/1 |
| 3 | Кемеровская ГРЭС, ГРУ-10,5 кВ, яч.№43 ООО ПО "Токем" фидер №2 | ТПОЛ-10 | 1261-02 | 800/5 | 0,5S | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 10000/100 | 0,5 | MT85 | 27724-04 | 0,5S/1 |
| 4 | Кемеровская ГРЭС, ГРУ-10,5 кВ, яч.№56 ООО ПО "Токем" фидер №1 | ТПОЛ-10 | 1261-02 | 800/5 | 0,5S | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 20186-05 | 10000/100 | 0,5 | MT85 | 27724-04 | 0,5S/1 |
Программное обеспечение
ПО Iskramatic SEP2W установленное на сервере сбора данных и на АРМ, осуществляет обработку, организацию учета и хранение результатов измерений электрической энергии, а также их отображение и передачу в автоматическом режиме в форматах, предусмотренных регламентом оптового рынка электроэнергии;
Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Sep2Report.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.7.0.0 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 45ff32de230bbe8008aec65d361589a6 |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | S ep2DbManager. exe |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.6.0.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 06f63bde5bf4b4e899ed1da6557f5918 |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Sep2Collect.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | - |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | f2fa2ff30ff7b27 a822d11b677534cf9 |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | p2view.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.0.0.0 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 0c4a4da7ce53cee0ca76fceeb315ba96 |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Kview.exe |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 3.3.1.218 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3290fd621ce5c8a9643a73bfc4266615 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики АИИС КУЭ
| I, % от 1ном | Коэффициент мощности | ИК №1 - ИК №4 |
| ±5woA, % | ±5wA, % | ±5wP, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 2 | 0,50 | 4,9 | 5,0 | 4,2 |
| 2 | 0,80 | 2,7 | 3,0 | 5,9 |
| 2 | 0,87 | 2,4 | 2,7 | 7,0 |
| 2 | 1,00 | 1,9 | 2,3 | - |
| 5 | 0,50 | 3,1 | 3,3 | 2,7 |
| 5 | 0,80 | 1,9 | 2,3 | 3,6 |
| 5 | 0,87 | 1,8 | 2,1 | 4,1 |
| 5 | 1,00 | 1,2 | 1,4 | - |
| 20 | 0,50 | 2,3 | 2,6 | 2,0 |
| 20 | 0,80 | 1,4 | 1,8 | 2,5 |
| 20 | 0,87 | 1,2 | 1,7 | 2,8 |
| 20 | 1,00 | 1,0 | 1,2 | - |
| 100, 120 | 0,50 | 2,3 | 2,6 | 2,0 |
| 100, 120 | 0,80 | 1,4 | 1,8 | 2,4 |
| 100, 120 | 0,87 | 1,2 | 1,7 | 2,7 |
| 100, 120 | 1,00 | 1,0 | 1,2 | - |
| Пределы допускаемых значений отклонений меток времени, формируемых СОЕВ, относительно шкалы времени UTC не более ±5 с SwoA - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности 5WA - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии и активной средней мощности в рабочих условиях применения S Р “ oW - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии и реактивной средней мощности в рабочих условиях применения |
Таблица 4 - Технические характеристики АИИС КУЭ
| Наименование | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов (ИК) | 4 |
| Период измерений активной и реактивной средней электрической энергии, минут | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое |
| Формирование базы данных с результатами измерений | автоматическое |
| Глубина хранения результатов измерений в базе данных ИВК не менее, лет | 3,5 |
| Г лубина хранения результатов измерений в ИИК ТИ не менее, суток | 45 |
| Ведение журналов событий ИВК, ИВКЭ и ИИК ТИ | автоматическое |
| 1 | 2 |
| Температура окружающего воздуха для: | |
| измерительных трансформаторов, °С | от -45 до +40 |
| счетчиков, связующих компонентов, °С | от 0 до +40 |
| оборудования ИВКЭ и ИВК, °С | от +10 до +35 |
| Частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| Напряжение сети питания, % от ином | от 90 до 110 |
| Индукция внешнего магнитного поля, не более, мТл | 0,5 |
| Допускаемые значения информативных параметров: | |
| ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| напряжение, % от ином | от 90 до 110; |
| коэффициент мощности, cos j | 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ПО «ХИМПРОМ». Формуляр».
Комплектность
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип, обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТПОЛ-10 | 12 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ- 10-95УХЛ2 | 3 |
| Счетчики | MT85 | 4 |
| УСПД | POREG | 1 |
| ИВК | Сервер сбора данных, АРМ | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ПО «ХИМПРОМ». Формуляр | 08.01.КХП-АУ.ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ПО «ХИМПРОМ». Методика поверки | МП-097-30007-2017 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП-097-30007-2017 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ПО «ХИМПРОМ». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 15.05.2017 г.
Основные средства поверки:
- NTP сервера, работающие от рабочих шкал Государственного первичного эталона времени, частоты и национальной шкалы времени и вторичных эталонов ВЭТ 1-5 и ВЭТ 1-7;
- для ТТ по ГОСТ 8.217-2003;
- для ТН по ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электрической энергии МТ85 в соответствии с МИ 2158-91 «ГСИ. Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Методика поверки»;
- для устройства сбора и передачи данных POREG в соответствии с документом МП 58-263-2003, утвержденным ФГУП «УНИИМ» в 2003 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО ПО «ХИМПРОМ». Свидетельство об аттестации методики измерений № 330-RA.RU.311735-2017 от «05» мая 2017 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии
ООО ПО «ХИМПРОМ»
ГОСТ Р 8.596-2002 Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
![Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ПО "ХИМПРОМ"](https://vgosreestre.ru/image/cache/catalog/placeholder-reestr-500x500.jpg "Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО ПО "ХИМПРОМ"")
68108-17: Методика поверки МП-097-30007-2017Скачать3.5 Мб