Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень включает измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) класса точности 0,5S, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) класса точности 0,5 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа класса точности 0,5S (в части активной электроэнергии), и класса точности 1,0 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа RTU-327L-E2-M2-B2 (Госреестр № 41907-09, зав. № 005805), устройство синхронизации системного времени УССВ и технические средства приема-передачи данных.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ, включающий в себя сервер баз данных (далее - сервер БД) для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений; устройство синхронизации системного времени УССВ; технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней 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 электрической энергии. 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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ, ТН происходит в счетчиках.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД. Полученная информация записывается в энергонезависимую память УСПД, где осуществляется хранение измерительной информации и журналов событий, ее накопление и передача накопленных данных по каналу GSM на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Сервер БД с периодичностью не реже чем один раз в сутки производит опрос УСПД. Полученная информация записывается в базу данных сервера БД, где выполняется дальнейшая
Всего листов 8 обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с требованиями регламентов ОРЭМ.
Результаты измерений, подписанные электронно-цифровой подписью (ЭЦП), передаются с сервера БД в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0 в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ и смежным субъектам ОРЭ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени УССВ на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов УСПД с часами УССВ происходит каждую секунду, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы ИВК синхронизируются от часов УССВ один раз в сутки, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД с периодичностью один раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 1 с (программируемый параметр).
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации. В состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1.
ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационное наименование ПО | Наименова -ние файла | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей) | Amrserver.e xe | Не ниже 3.27.3.0 | 58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 | MD5 |
| Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | Amrc.exe | 7542c987fb7603c985 3c9ani0f6009d |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | Amra.exe | 3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 |
| Драйвер работы с БД | Cdbora2.dll | b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb |
| Библиотека сообщений планировщика опроса | alfamess.dll | 40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» по МИ 3286-2010.
| 1—к | 1—к | № ИК | Канал измерений | Состав 1 -ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК. |
| ПС 110/35/6 кВ «Трикотажная», ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, ф.305 | IJ | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения |
| Счетчик | TH | тт | иэ | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Госреестра СИ или свидетельства о поверке | Состав l-oro уровня АИИС КУЭ |
| Kt = 0,5S/1,0 Кеч = 1 № 31857-06 | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 16687-02 | Kt = 0,5S Ктт = 300/5 № 15128-07 |
| A1805RLXQ-P4GB- DW-3 | О W > | О | W | > | -U | Вид энергии |
| НАМИТ-10-2 УХЛ2 | ТОЛ-10-1-2 У2 | । | ТОЛ-10-1-2 У2 |
| 01190194 | 1607 | 65068 | । | 65169 | С/1 | Вид энергии |
| 3600 | о | Кут-Кун'Кеч |
| Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq | о | Наименование измеряемой величины |
| Активная Реактивная | 00 | Вид энергии | Метрологические характеристики |
| и- н- | | Основная относительная погрешность ИК (± 6), % |
| ±5,1 ±4,2 | 1—к О | Относительная погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации (± 6), % |
S >£ л о Я S л
S
н л И ЕЕ S >£ л о Я S л
И м ■о
Я н л ■о S <1 н S я S
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 2 | ПС 110/35/6 кВ «Трикотажная», ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ, ф.309 | II | Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 15128-07 | А | ТОЛ-10-1-2 У2 | 67362 | 7200 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | ± 1,2 ± 2,5 | ± 5,1 ± 4,2 |
| В | - | - |
| С | ТОЛ-10-1-2 У2 | 67353 |
| ТН | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 16687-02 | А В С | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 1607 |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06 | A1805RALXQ-P4GB- DW-4 | 01181772 |
| 3 | ПС 110/35/6 кВ «Трикотажная», ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, ф.406 | II | Кт = 0,5S Ктт = 300/5 № 15128-07 | А | ТОЛ-10-1-2 У2 | 65124 | 3600 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | ± 1,2 ± 2,5 | ± 5,1 ± 4,2 |
| В | - | - |
| С | ТОЛ-10-1-2 У2 | 65123 |
| ТН | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 16687-02 | А В С | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 1515 |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06 | A1805RALXQ-P4GB-DW-4 | 01181771 |
| 4 | ПС 110/35/6 кВ «Трикотажная», ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ, ф.409 | II | Кт = 0,5S Ктт = 600/5 № 15128-07 | А | ТОЛ-10-1-1 У2 | 66661 | 7200 | Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq | Активная Реактивная | ± 1,2 ± 2,5 | ± 5,1 ± 4,2 |
| В | - | - |
| С | ТОЛ-10-1-1 У2 | 66668 |
| ТН | Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 16687-02 | А В С | НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 1515 |
| Счетчик | Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 31857-06 | A1805RLXQ-P4GB- DW-3 | 01190195 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosф = 0,87 инд.;
температура окружающей среды (23 ± 2) °С.
4. Рабочие условия:
параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02(0,05) - 1,2) 1ном; 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.
допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 60 °С.
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 0,024ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 10 до 30 °С.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Дорадо» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- электросчетчик типа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 120 000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более Тв = 7 суток.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.
Регистрация событий:
- журнал событий счетчика:
- параметрирование;
- пропадание напряжения;
- коррекция времени в счетчике.
- журнал событий ИВКЭ:
- параметрирование;
- пропадание напряжения;
- коррекция времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- включение и выключение УСПД.
Защищенность применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательных коробок;
- УСПД;
- сервера;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при хранении и передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на УСПД;
- установка пароля на сервер.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
- ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно -измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо»
| Наименование | Количество |
| 1 | 2 |
| Трансформатор тока ТОЛ-10-1-2 У2 | 8 шт. |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10-2 УХЛ2 | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1805 | 4 шт. |
| УСПД серии RTU-327L | 1 шт. |
| Сервер на базе ПО «Альфа-Центр» | 1 шт. |
| УССВ-35LVS | 2 шт. |
| АРМ оператора | 1 шт. |
| Методика поверки | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП 57363-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации»;
- счетчиков электрической энергии трехфазных многофункциональных Альфа А1800 - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» 19 мая 2006 г.;
- устройства сбора и передачи данных серии RTU-327 - в соответствии с
документом «Устройства сбора и передачи данных серии RTU-327. Методика поверки. ДЯИМ.466215.007 МП», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2009 г.;
- средства измерений по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки
трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка
трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо».
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо»
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
3. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
4. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
5. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
6. Эксплуатационная документация на систему автоматизированную
информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) «Дорадо».
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
