Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «Техноком» на оптовом рынке электроэнергии и мощности, сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
Измерительные каналы состоят из двух уровней АИИС КУЭ:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «E-ресурс» ES.02».
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 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 результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (3 0 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 КУЭ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
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, формируя графики нагрузки.
ИВК выполнен на базе комплекса программно-технического «E-ресурс» ES.02 и включает в себя:
- сервер баз данных;
- автоматизированные рабочие места (АРМ).
Технические средства ИВК АИИС КУЭ расположены в ООО «ЭК «СТИ».
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК ТИ и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- формирование на сервере баз данных результатов измерений в XML-формате, предусмотренном регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности, защищенном электронной цифровой подписью и передачу по электронной почте в ПАК АО «АТС», Кемеровское РДУ, центры сбора и обработки информации смежных сетевых и сбытовых организаций по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020;
- 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 счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК ТИ;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на уровень ИИК ТИ;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
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 коммуникаторов связи GSM/GPRS для передачи данных от счетчиков до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ.
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (резервный канал).
ИИК ТИ, ИВК, связующие компоненты образуют измерительные каналы (далее - ИК).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. Сервер баз данных получает шкалу времени UTC от тайм-серверов ФГУП «ВНИИФТРИ», входящих в комплекс технических средств передачи эталонных сигналов частоты и времени ГСВЧ РФ. При каждом опросе счетчиков сервер баз данных определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, то формирует команду синхронизации. Счетчики в составе АИИС КУЭ допускают синхронизацию времени не чаще 1 раза в сутки. Журналы событий счетчиков, сервера ИВК и сервера БД отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Программное обеспечение
В ИВК АИИС КУЭ используется программное обеспечение из состава комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02. Идентификационные признаки метрологически значимого программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблице 1. Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ПО «E-ресурс» ES.02 |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.0 и выше |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | Вычисляется контролирующей утилитой, указывается в формуляре АИИС КУЭ |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | echeck |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Не присвоен |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 52e65bf4a60108fdd59bac8941e1c0fd |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
| Таблица 2 - Состав И | К |
| Номер и наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 1 | ПС 110/6,3/6,3 кВ "Машзавод", ЗРУ-6 кВ ф.6-16-З | ТПЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 400/5 Рег. № 1276-59 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег № 5344713 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 2 | ПС 110/6,3/6,3 кВ "Машзавод", ЗРУ-6 кВ ф.6-40-З | ТПОЛ-10 кл.т. 0,5 Ктт = 600/5 Рег. № 1261-59 | НОЛ кл.т. 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 49075-12 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 | ПТК «E-ресурс» ES.02 Рег № 5344713 |
| 3 | РП-7, РУ-6 кВ, яч.ТП-37 | ТПЛ-10-М кл.т. 0,5 Ктт = 100/5 Рег. № 47958-11 | НТМИ-6-66 кл.т. 0,5 Ктт = 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 36697-12 |
Примечания:
1 Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.
2 Допускается замена устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов.
3 Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть._
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| I, % от 1ном | Коэфф. мощности | | ИК № 1, 2, 3 | |
| ±5-даоА, % | ±5-даоР, % | ±5wA, % | ±5wP, % |
| 5 | 0,50 | ±5,5 | ±3,0 | ±5,7 | ±4,0 |
| 5 | 0,80 | ±3,0 | ±4,6 | ±3,3 | ±5,3 |
| 5 | 0,87 | ±2,7 | ±5,6 | ±3,0 | ±6,2 |
| 5 | 1,00 | ±1,8 | - | ±2,0 | - |
| 20 | 0,50 | ±3,0 | ±1,8 | ±3,3 | ±3,2 |
| 20 | 0,80 | ±1,7 | ±2,6 | ±2,2 | ±3,7 |
| 20 | 0,87 | ±1,5 | ±3,1 | ±2,0 | ±4,1 |
| 20 | 1,00 | ±1,2 | - | ±1,4 | - |
| 100 | 0,50 | ±2,3 | ±1,5 | ±2,6 | ±3,1 |
| 100 | 0,80 | ±1,4 | ±2,1 | ±1,9 | ±3,4 |
| 100 | 0,87 | ±1,2 | ±2,4 | ±1,8 | ±3,6 |
| 100 | 1,00 | ±1,0 | - | ±1,3 | - |
| Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СО | ЕВ ±5 с. | |
| Примечания: 1. 8w0A - границы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной |
| энергии; п. с Р ~ 2. oWo - границы допускаемой основной относительной погрешности измерений реактивной |
| энергии; 3. SwA - границы допускаемой относительной погрешности измерений активной энергии в |
| рабочих условиях применения; Р 4. dw - границы допускаемой относительной погрешности измерений реактивной энергии в |
| рабочих условиях применения. | | | | |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 3 |
| Нормальные условия: параметры сети: - напряжение, % от ином - температура окружающей среды, °С | от 98 до 102 от +21 до +25 |
| Рабочие условия эксплуатации: параметры сети: - напряжение, % от ином - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С - температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков | от 80 до 120 от -45 до +40 от 0 до +40 |
| Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 100 10 3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекция времени в счетчике;
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер ИВК;
- установка пароля на сервер БД.
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра АИИС.1313/080612.ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Трансформаторы тока |
| ТПЛ-10 | 2 шт. |
| ТПОЛ-10 | 2 шт. |
| ТПЛ-10-М | 2 шт. |
| Трансформаторы напряжения |
| НОМ | 2 шт. |
| НТМИ-6-66 | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии: |
| СЭТ-4ТМ.03М.01 | 3 шт. |
| ИВК |
| ПТК «Е-ресурс» ES.02 | 1 шт. |
| ПО «Е-ресурс» ES.02 | 1 шт. |
| Документация |
| АИИС.1313/080612.ФО «Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком». Формуляр |
| МП-178-КА^и.310556-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком». Методика поверки» |
Поверка
осуществляется по документу МП-178-ЯА.Яи.310556-2019 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 17 января 2019 г.
Основные средства поверки:
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);
- для ТТ - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- для ТН - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;
- для счетчиков электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии документом ИГЛШ.411152.145РЭ1 «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;
- для комплекса программно-технического «Е-ресурс» ES.02 - в соответствии с документом «Комплексы программно-технические «Е-ресурс» ES.02. Методика поверки», утвержденным ФГУП «СНИИМ» в январе 2013 г.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ 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 «Техноком». Свидетельство об аттестации методики измерений № 439-RA.RU.311735-2019 от 17 января 2019 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Техноком»
ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
74746-19: Методика поверкиСкачать819.5 Кб