Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Осколцемент» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения электроэнергии (мощности) производимой, потребляемой на собственные нужды и отпускаемой потребителям ОАО «Осколцемент», а также регистрации и хранения параметров электропотребления, формирования отчетных документов и информационного обмена с субъектами оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), ОАО «АТС», «СО-ЦДУ «ЕЭС» и др. (далее - внешние пользователи).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную систему с
централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии,
- периодический (1 раз в сутки) 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 специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача в организации (внешние пользователи) результатов измерений;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций (внешних пользователей);
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция часов).
Метод измерения электроэнергии (мощности). 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).
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по интерфейсу RS 485 поступает на вход сервера баз данных, 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 состоит из 2-х уровней.
1-ый уровень - шесть измерительно-информационных точек учета:
- измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001 типа TG 145 класса точности 0,5S;
- измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 типа CPA 123 класса точности 0,2
- вторичные измерительные цепи тока и напряжения;
- многофункциональные микропроцессорные счетчики электроэнергии (счетчики) с цифровыми выходными интерфейсами RS485 для измерения активной и реактивной энергии типа A1805RAL-P4-GB-DW-4 класса точности 0,5S по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ Р 52425-2005;
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) содержит в своем составе: - коммуникационное и модемное оборудование для обмена данными со счетчиками (линии связи с использованием терминалов сотовой связи GSM-модемы IRZ МС52р 485GI);
- устройство синхронизации времени (УСВ) типа УСВ-2;
- компьютер в серверном исполнении (сервер опроса и SQL-сервер);
- технические средства для организации локальной вычислительной сети разграничения прав доступа к информации;
- автоматизированное рабочее место (АРМ);
- цепи и устройства питания сервера (UPS).
Измерительно-информационные точки учета, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК) АИИС КУЭ.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ). В АИИС КУЭ синхронизация часов производится от эталона, в качестве которого выступает GPS приемник.
ИВК, с периодом в 30 мин., выполняет коррекцию своих внутренних часов таким образом, чтобы расхождение с часами УСВ было не более ± 1 с.
От ИВК синхронизируются внутренние часы счетчиков 8 раз в сутки при опросе по GSM связи каждые 3 часа. В случае расхождения часов счетчиков и ИВК более чем ± 1 с, производится коррекция часов счетчиков.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не более ±5 с/сут.
Программное обеспечение
Специализированное программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Программа - планировщик опроса и передачи данных Amrserver.exe | 12.07.01 | e6231ebbb9932e28644dddb424942f6a | MD5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Атгс.ехе | 6483168dfbf01a78961e91a4O7e9354b |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe | ab49df259b945819f6486c84ebb2b588 |
| Драйвер работы с БД Cdbora2.dll | 63a918ec9c3f63c5204562fc06522f13 |
| Библиотека шифрования пароля счетчиков encryptdll.dll | 0939ce05295fbcbbba400eeae8d0572c |
| Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll | b8c331abb5e34444170eee9317d635cd |
Программное обеспечение имеет уровень защиты С от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010.
В АИИС КУЭ предусмотрена многоуровневая защита от несанкционированного доступа: система паролей в ПО, пломбирование счетчиков, информационных цепей.
Технические характеристики
Технические характеристики АИИС КУЭ приведены в таблице 2, которая содержит перечень измерительных компонентов ИК АИИС КУЭ, их метрологических характеристик 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/Ксч | Наименование, измеряемой величины |
| № ИК, код НП АТС | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ГПП-2 110/6 кВ, 110 кВ Ввод Т1 | ТТ | KT=0,5S Ктт= 200/5 г.р.№ 15651-06 | А | TG 145 | 11955/07 | 44000 | Ток первичный I |
| В | TG 145 | 11956/07 |
| С | TG 145 | 11954/07 |
| ТН | КТ=0,2 Ктн=110000/ 100 г.р №15852-06 | А | CPA 123 | 8771020 | Напряжение первичное U |
| В | CPA 123 | 8771019 |
| С | CPA 123 | 8771025 |
| Счетчик | Кл=0,5Б Ксч=1 № 31857-11 | A1805RAL-P4-GB- DW-4 | 01262941 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| 2 | ГПП-2 110/6 кВ, 110 кВ Ввод Т2 | ТТ | KT=0,5S Ктт= 200/5 г.р. №15651-06 | А | TG 145 | 11959/07 | 44000 | Ток первичный I |
| В | TG 145 | 11958/07 |
| С | TG 145 | 11957/07 |
| ТН | КТ=0,2 Ктн=110000/ 100 г.р №15852-06 | А | CPA 123 | 8771010 | Напряжение первичное U |
| В | CPA 123 | 8771008 |
| С | CPA 123 | 8771023 |
| Счетчик | KT=0,5S Ксч=1 № 31857-11 | A1805RAL-P4-GB- DW-4 | 01262940 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 3 | ПС «Карьер мела» 110/6 кВ, 110 кВ Ввод Т1 | ТТ | KT=0,5S Ктт=100/5 г.р. № 15651-06 | А | TG 145 | 11968/07 | 22000 | Ток первичный I |
| В | TG 145 | 11966/07 |
| С | TG 145 | 11967/07 |
| ТН | КТ=0,2 Ктн=110000/ 100 г.р. №15852-06 | А | CPA 123 | 8771021 | Напряжение первичное U |
| В | CPA 123 | 8771016 |
| С | CPA 123 | 8771017 |
| Счетчик | KT=0,5S Ксч=1 г.р №31857-11 | A1805RAL-P4-GB- DW-4 | 01262946 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| 4 | ПС «Карьер мела» 110/6 кВ, 110 кВ Ввод Т2 | ТТ | KT=0,5S Ктт= 100/5 № 15651-06 | А | TG 145 | 11969/07 | 22000 | Ток первичный I |
| В | TG 145 | 11970/07 |
| С | TG 145 | 11971/07 |
| ТН | КТ=0,2 Ктн=110000/ 100 г.р №15852-06 | А | CPA 123 | 8771018 | Напряжение первичное U |
| В | CPA 123 | 8771014 |
| С | CPA 123 | 8771022 |
| Счетчик | KT=0,5S Ксч=1 г.р. №31857-11 | A1805RAL-P4-GB- DW-4 | 01258682 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время |
| 5 | ЦРП 110/6 кВ, 110 кВ Ввод Т1 | ТТ | Ra=0,5S Ктт= 100/5 № 15651-06 | А | TG 145 | 11962/07 | 22000 | Ток первичный I |
| В | TG 145 | 11961/07 |
| С | TG 145 | 11960/07 |
| ТН | КТ=0,2 Ктн=110000/ 100 г.р. №15852-06 | А | CPA 123 | 8771009 | Напряжение первичное U |
| В | CPA 123 | 8771013 |
| С | CPA 123 | 8771012 |
| Счетчик | KT=0,5S Ксч=1 г.р. №31857-11 | A1805RAL-P4-GB- DW-4 | 01262944 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
| 6 | ЦРП 110/6 кВ, 110 кВ Ввод Т2 | ТТ | KT=0,5S Ктт= 100/5 г.р. №15651-06 | А | TG 145 | 11965/07 | 22000 | Ток первичный I |
| В | TG 145 | 11964/07 |
| С | TG 145 | 11963/07 |
| ТН | КТ=0,2 Ктн=110000/ 100 г.р. №15852-06 | А | CPA 123 | 8771024 | Напряжение первичное U |
| В | CPA 123 | 8771015 |
| С | CPA 123 | 8771011 |
| Счетчик | KT=0,5S Ксч=1 г.р. № 31857-11 | A1805RAL-P4-GB- DW-4 | 01262943 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, WQ Календарное время |
КТ - класс точности средства измерений.
Ксч - коэффициент трансформации счетчика электроэнергии.
Ктт - коэффициент трансформации трансформатора тока.
Примечание - Допускается замена счетчиков и ТТ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. 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 ИК (активная, реактивная (5wp /5Wq) электроэнергия (мощность) для рабочих условий эксплуатации АИИС КУЭ при доверительной вероятности 0,95
| 8wp,% |
| № ИК | КТтт | КТтн | КТсч | Значение cos ф | для диапазона 1(5) %<1/1Ном<20 % WP 1(5) %< WP<WP20 % | для диапазона 20 %<1/1ном<100 % WP20 % <WP<WP100 % | для диапазона 100%< 1/1ном<120% WP100 % <WP< WP120 % |
| 1-6 | 0,5s | 0,2 | 0,5s | 1,0 | ±2,0 | ±1,3 | ±1,2 |
| 0,8 | ±3,0 | ±1,9 | ±1,5 |
| 0,5 | ±5,5 | ±3,1 | ±2,4 |
| 8wq,% |
| № ИК | КТТТ | КТтн | КТсч | Значение cos ф (sin ф) | для диапазона 1(5) %<1/1ном<20 % WQ1(5) %< WQ<WQ 20 % | для диапазона 20 %<1/1ном<100 % WQ20 %<W Q<W Q100 % | для диапазона 100%< 1/1ном<120% WQ100 % <WQ< WQ120 % |
| 1-6 | 0,5s | 0,2 | 0,5s | 0,8 | ±5,2 | ±2,9 | ±2,3 |
| 0,5 | ±3,5 | ±2,2 | ±2,0 |
I/In - значение первичного тока в сети в процентах от номинального
WP1(5) %(WQ1(5)) -WP120 %(WQ120 %) - значения электроэнергии при соотношении I/In 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 ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005 и ЭД.
- УСВ-2 по ВЛСТ 237.00.000 РЭ
Таблица 4 - Условия эксплуатации АИИС КУЭ
| Наименование параметров, влияющих величин | Допускаемые границы рабочих условий применения СИ для измерительного канала |
| Счетчики | ТТ | ТН |
| Сила переменного тока, А | от I2мин До I2макс | от 11мин до 1,2 11ном | - |
| Напряжение переменного тока, В | от 0,8 U2ном до 1,15 U2ном | _ | от 0,9 U1 ном до 1,1 U1 ном |
| Коэффициент мощности (cos ф) | 0,5инд; 1,0; 0,8емк | 0,8инд; 1,0 | 0,8инд; 1,0 |
| 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 минус 40 до плюс 55 | от минус 40 до плюс 55 | от минус 50 до плюс 45 |
| Индукция внешнего магнитного поля для счетчиков, мТл | Не более 0,5 | _ | _ |
| Мощность вторичной нагрузки ТТ (при COS^=0,8 инд) | _ | от 0,25 S2ном до 1,0 S2ном | _ |
| Мощность нагрузки ТН (при COS^2=0,8 инд) | _ | _ | от 0,25 S2ном до 1,0 S2ном |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Параметры надежности средств измерений АИИС КУЭ: трансформаторов тока и счетчиков электроэнергии.
| Компоненты АИИС: | Среднее время наработки на отказ, ч, не менее: |
| Трансформаторы тока Трансформаторы напряжения Счетчик электроэнергии ИБП APC SC Smart Power-URS 1000 VA Модем GSM IRZ MC52i-485GI и коммуникационное оборудование Устройство синхронизации времени УСВ-2 Сервер | 40000 40000 150000 35000 50000 35000 50000 Срок службы, лет: |
| Трансформаторы тока; Счетчики электроэнергии; Устройство синхронизации времени УСВ-2 Коммуникационное и модемное оборудование | 25 30 12 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 (сервере).
- Защищенность применяемых компонентов
- Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- сервера.
- Защита информации на программном уровне:
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервере.
Глубина хранения информации в счетчиках не менее 45 суток, на сервере не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ указана в таблице 2.
В комплект поставки также входит:
- формуляр-паспорт ПСК.2013.11. АСКУЭ.31-ПФ
- технорабочий проект ПСК .2013.11. АСКУЭ .31-ТРП
- руководство по эксплуатации на счётчики;
- паспорта на счётчики;
- формуляр УСВ-2 ВЛСТ 237.00.000.ФО;
- методика поверки.
Поверка
осуществляется по документу МП 57321-14 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Осколцемент». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Воронежский ЦСМ» в октябре 2013 г.
Таблица 5-Основные и вспомогательные СИ, применяемые при поверке АИИС КУЭ
| Наименование эталонов, вспомогательных СИ | Тип | Основные требования к метрологическим характеристикам (МХ) |
| 1 | 2 | 3 |
| 1.Термометр | ТП 22 | ЦД 1 ° С в диапазоне от минус 30 до плюс 50 °С |
| 2. Барометр-анероид | БАММ 1 | Атм. давление от 80 до 106 кПа Отн. погрешность ± 5 % |
| 3. Психрометр | М-4М | КТ 2,0 |
| 4.Вольтамперфазометр | ПАРМА ВАФ-Т | КТ 0,5 Напряжение от 0 до 460 В Ток от 0 до 6 А Частота от 45 до 65 Гц Фазовый угол от минус 180 до 180 град. |
| 5. Прибор сравнения | КНТ-03 | 1,999 В-А; 19,99 В-А; 199,9 В-А | ПГ ±0,003 В-А ПГ ±0,03 В-А ПГ ±0,3 В-А |
| 6. Радиочасы | МИР РЧ-01 | ПГ ± 1 мкс |
| 7. Секундомер | СОСпр-1 | От 0 до 30 мин., ЦД 0,1 с |
Примечание - Допускается применение других СИ, обладающих требуемыми МХ.
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 A1805RAL-P4G-DW-4 в соответствии с документом ДЯИМ.411152.018 МП, утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.
Сведения о методах измерений
Методика измерений регламентирована в документе «Учет электроэнергии и мощности на энергообъектах. Методика измерений количества электроэнергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ЗАО «Осколцемент». Свидетельство об аттестации № 49/12-01.00272-2013 от 26.09.2013 г.
Нормативные документы
автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета
электроэнергии ЗАО «Осколцемент»
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
