Назначение
Настоящее описание типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богословское рудоуправление» с Изменением № 1 (далее АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление») является дополнением к описанию типа системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Богословское рудоуправление», Сертификат об утверждении типа RU.E.34.005.A № 23969, регистрационный № 31751-06, и включает в себя описание дополнительных измерительных каналов, соответствующих точкам измерений № 3, 7, 8.
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Богословское рудоуправление» с Изменением № 1 предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Богословское рудоуправление»; сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
Описание
АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление» представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление» решает следующие задачи:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, среднеинтервальной мощности;
- периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление» данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление»;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление»;
- автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление» (коррекция времени).
АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление» включает в себя следующие
уровни:
1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности 0,5 и 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности 0,5 по ГОСТ 1983-2001 и счетчики ЕвроАльфа класса точности 0,5S по ГОСТ Р 30206-94 для активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035-83для реактивной электроэнергии, и счетчики Альфа А1800 класса точности 0,5S по ГОСТ 52323-2005 активной электроэнергии и 1,0 по ГОСТ 26035-83 для реактивной электроэнергии, установленные на объектах, указанных в таблице 2 (3 точки измерений).
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325, устройство синхронизации системного времени УССВ-35HVS и каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер АИИС КУЭ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР».
Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают в счетчик 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.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации:
- активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемая для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по линиям связи на третий уровень системы (сервер БД).
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии и измерительно-вычислительный комплекс учета электроэнергии ЗАО «Энергопромышленная компания» осуществляется от сервера БД, через основной или резервные каналы связи.
АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление»оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя приемник сигналов спутникового времени, таймеры УСПД, сервера БД и счетчиков. Время УССВ синхронизировано со временем УСПД, коррекция времени УСПД происходит 1 раз в час допустимое рассогласование УСПД от времени УССВ ± 2 с.Время часов сервера синхронизировано со временем УСПД, погрешность синхронизации не более 2 с. Сличение времени часов счетчиков со временем часов УСПД происходит 1 раз в час, корректировка времени часов счетчиков происходит при расхождении со временем часов УСПД более 2 с, но не чаще чем 1 раз в сутки. Погрешность СОЕВ не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление» используется ИВК «АльфаЦЕНТР», а именно ПО «АльфаЦЕНТР»-, регистрационный № 44595-10. ПО «АльфаЦЕНТР» имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из основных компонентов, указанных в таблице 1. ИВК «АльфаЦЕНТР» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - влияния нет.
Уровень защиты программного обеспечения, используемого в АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление», от непреднамеренных и преднамеренных изменений -С (в соответствии с МИ 3286-2010).
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Наименование ПО | Идентиф икационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| | Программа-планировщик опроса и передачи данных (стандартный каталог для всех модулей C:\AlphaCenter\exe) Amrserver.exe | 3.31.0.0 | DF1B5FC1BD7CE 3C3508DDC2EF0 C8B1A3 | |
| Альфа Центр версии 12.01.01.01 | Драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД Amrc.exe | 3.31.6.0 | A9A7E0CC85AEE 42A33B1C5D5AF 99038D | |
| Драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД Amra.exe | 3.31.6.0 | 36FA8E22F274EC 9753DF8BD72943 C69D | MD5 |
| | Драйвер работы с БД Cdbora2.dll | 3.31.0.0 | 5E9A48ED75A27 D10C135A87E770 51806 | |
| | Библиотека сообщений планировщика опросов Alphamess.dll | | B8C331ABB5E34 444170EEE9317D 635CD | |
Технические характеристики
Таблица 2. - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление» и их основные метрологические характеристики
| Наименование объекта и номер точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электро энер гии | Метр чесю рактер И | ологи-ие ха-истики К |
| ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | - ш е гр 0 * * 1 О но вн он н с О | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 3 | ПС 6/0,4 кВ "Котельная", ЗРУ - 6 кВ; 1 С.Ш.; яч. №17 | ТПОЛ-10 100/5 Кл.т.0,5 | НТМИ-6 6000/100 Кл.т.0,5 | ЕА05ЯЬ-Б-4 Кл.т. 0,5S/1,0 | RTU 325 | Актив ная реак тивная | ± 1,1 ± 2,7 | ± 3,3 ± 5,3 |
| 7 | ВЛ 6 кВ №9 ПКУ-1 в пролете опор №77-№76 | ТОЛ-10-1-2 150/5 Кл.т. 0,5S | НОЛП-6 6000/100 Кл.т.0,5 | А1805ЯЬ- P4GB-DW-3 Кл.т. 0,5S/1,0 | Актив ная реак тивная | ± 1,1 ± 2,7 | ± 3,4 ± 6,7 |
| 8 | ВЛ 6 кВ №28 ПКУ-2 в пролете опор №68-№67 | ТОЛ-10-1-2 150/5 Кл.т. 0,5S | НОЛП-6 6000/100 Кл.т.0,5 | А1805ЯЬ- P4GB-DW-3; Кл.т.0^/1,0 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений 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, cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
• параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Цном; ток (0,05 - 1,2) 1ном для точки измерений №3, ток (0,02 - 1,2) 1ном для точек измерений №7, 8;
• допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до + 70 °С, для счетчиков Альфа А1800 от минус 40 до плюс 65 °С; для счетчиков ЕвроАльфа от минус 40 до плюс 70 °С для УСПД от 0 до + 70 °С; и сервера от плюс 15 до плюс 35 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,05 1ном cosj = 0,8 инд. для точки измерений № 3 и 1=0,02 1ном cosj = 0,8 инд. для точек измерений № 7, 8 и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до + 30 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по
ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии А1800 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии, счетчики электроэнергии ЕвроАльфа по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83 в режиме измерений 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 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление» как его неотъемлемая часть.
8. В составе измерительных каналов, перечисленных в таблице 2, применяются измерительные компоненты утвержденных типов.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчётчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50000 ч, среднее время восстановления работоспособности (1в) не более 2 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40000 ч, среднее время восстановления работоспособности (1в) не более 2ч.;
- электросчётчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 120000 ч, среднее время восстановления работоспособности (1в) не более 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 80000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.
Надежность системных решений:
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии организацию с помощью электронной почты и сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- журнал УСПД:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и УСПД;
- пропадание и восстановление связи со счетчиком;
- выключение и включение УСПД.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- испытательной коробки;
- УСПД;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, парамет-рировании:
- электросчетчика;
- УСПД;
- сервера.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя.
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- один раз в сутки (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- электросчетчик ЕвроАльфа - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
- электросчетчик Альфа А1800 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 30 лет;
- УСПД - хранение результатов измерений 210 суток;
- сервер БД - хранение результатов измерений, состояний средств измерений -не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится типографским способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богословское рудоуправление» с Изменением № 1.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление» определяется проектной документацией на создание первоначальной и добавленной частей АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление», а также эксплуатационной документацией - формуляр № ЭПК129/04-1. ФО, в который входит полный перечень технических средств, из которых комплектуются основные и добавленные измерительные каналы АИИС КУЭ ОАО «Богословское рудоуправление».
Поверка осуществляется по методике поверки МП 31751-12 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ОАО «Богословское рудоуправление» с Изменением № 1. Измерительные каналы. Методика поверки» утвержденной ФГУП «ВНИИМС» 23 апреля 2012г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики ЕвроАЛЬФА - по методике поверки «Многофункциональный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (EA). Методика поверки»;
- счетчики Альфа А1800 - по методике поверки МИ-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;
- УСПД RTU 325 - по документу «Комплексы аппаратно-программных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки».
Приемник сигналов точного времени МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений приведен в формуляре на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богословское рудоуправление» № ЭПК129/04-1. ФО.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Богословское рудоуправление» с Изменением № 1
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия». «Трансформаторы тока. Общие технические условия». «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания». «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».
ГОСТ 1983-2001 ГОСТ 7746-2001 ГОСТ 34.601-90
ГОСТ Р 52323-2005
ГОСТ 22261-94
ГОСТ Р 8.596-2002
Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
Рекомендации к применению
- осуществление торговли и товарообменных операций.
