Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Фармстандарт"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Фармстандарт» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Фармстандарт», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы используются для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 3х-уровневую систему, которая состоит из измерительных каналов (ИК), информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ) и информационно-вычислительного комплекса (ИВК) с СОЕВ. АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ОАО «Фармстандарт».

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Уровень ИК, включающий трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа EA05RL-P1B-3 класса точности 0,5S (в части активной электроэнергии), и класса точности 1,0 (в части реактивной электроэнергии) и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа ПСЧ-4ТМ.05М и СЭТ-4ТМ.03М по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вторичные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

Уровень ИВКЭ, включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) на базе «RTU-325» (для ИК ПС «Кировская» г. Курск), устройства синхронизации системного времени GPS-приемник.

Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер опроса и базы данных (далее - сервер БД) АИИС КУЭ, устройства синхронизации системного времени GPS-приемник и программное обеспечение (далее - ПО), автоматизированные рабочие места оператора (далее - АРМ) а также сервера коммутационного и сервера сбора данных (для ИК ПС «Кировская» г. Курск).

Первичные 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 преобразуют 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.

Лист № 2

Всего листов 14

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.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков (для ИК ПС «Кировская» г. Курск) по проводным линиям связи (интерфейс RS-485) 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 GSM каналу на сервер базы данных АИИС КУЭ ОАО "Курскэнерго" г. Курск, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам. Далее информация от сервера БД АИИС КУЭ ОАО "Курскэнерго" г. Курск» передаётся на верхний уровень системы ОАО «Фармстандарт». Цифровой сигнал с выходов остальных счетчиков по GSM каналу поступает на верхний уровень ОАО «Фармстандарт».

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в другие заинтересованные организации осуществляется от сервера БД ОАО «Фармстандарт» с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от серверной ОАО «Фармстандарт» с помощью сети Internet.

Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера», версия 6.4 функционирует на нескольких уровнях:

• программное обеспечение счетчика;

• программное обеспечение АРМ;

• программное обеспечение сервера БД

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.

Также, на ПС «Кировская» г. Курск ПО АИИС КУЭ на базе ПК «АльфаЦентр», версия 11 функционирует на нескольких уровнях:

• программное обеспечение счетчика;

• программное обеспечение УСПД;

• программное обеспечение АРМ;

• программное обеспечение коммуникационного сервера;

• программное обеспечение сервера БД;

ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя GPS - приемник, установленный на уровне ИВК ОАО «Фармстандарт» и устройство синхронизации системного времени (УССВ), установленного на коммуникационном сервере АИИС КУЭ ОАО "Курскэнерго", г. Курск. Время сервера АИИС КУЭ синхронизировано со временем GPS -приемника, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера ОАО «Фармстандарт» и GPS - приемника на ±2 с. Сличение времени счетчиков, принадлежащих ОАО «Фармстандарт» с временем сервера происходит при каждом опросе, при расхождении времени счетчиков с временем сервера на ±2 с выполняется корректировка, но не чаще чем

Всего листов 14 раз в сутки. Время сервера АИИС КУЭ ОАО "Курскэнерго", г. Курск синхронизировано со временем УССВ, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера АИИС КУЭ ОАО "Курскэнерго", г. Курск и УССВ на ±1 с. Время УСПД синхронизировано со временем АИИС КУЭ ОАО "Курскэнерго" г. Курск, сличение при каждом опросе УСПД, при расхождении времени УСПД с временем сервера АИИС КУЭ ОАО "Курскэнерго", г. Курск на ±1 с выполняется корректировка времени УСПД. УСПД осуществляет коррекцию времени счетчиков. Сличение времени счетчиков с временем УСПД каждые 30 мин, при расхождении времени счетчиков с временем УСПД на ±2 с выполняется корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии 6.4 и ПК «АльфаЦЕНТР», в состав которого входят программы указанные в таблицах 1 и 1.1. ПК «Энергосфера» и ПК «АльфаЦЕНТР» обеспечивают защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера» и ПК «АльфаЦЕНТР».

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) «Энергосфера»

Окончание таблицы 1

Программно-технический комплекс «ЭКОМ», включающий в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера», внесен в Госреестр № 19542-05.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Таблица 1.1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО) «АльфаЦЕНТР»

ПО на базе «АльфаЦЕНТР» внесено в Госреестр СИ РФ в составе комплекса измерительно-вычислительного для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР», № 44595-10;

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ИВК «АльфаЦЕНТР», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения;

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «АльфаЦЕНТР»;

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

Окончание таблицы 2

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, cos9 = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) ином; ток (0,02^ 1,2) 1ном; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40°С до +70°С,

- для счетчиков от минус 40°С до + 60°С; для УСПД от минус 10°С до +50 °С, для сервера от 0 °С до +35 °С;

5. Погрешность в рабочих условиях указана для 1=0,05 (0,02) 1ном, cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 40 °С до +35 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 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 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Фармстандарт» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

- электросчётчик ЕвроАЛЬФА- среднее время наработки на отказ не менее

Т = 50 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

Лист № 11

Всего листов 14

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М- среднее время наработки на отказ не менее

Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;

- УСПД «RTU-325» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 ч,

среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 84 432 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 1 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источни

ка бесперебойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии 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;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- УСПД;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- УСПД (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 сут; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;

- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Фармстандарт» типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3

Поверка

осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Фармстандарт». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июле 2011 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.2161988 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

- Счетчики ЕвроАЛЬФА - по методике поверки с помощью установок МК6800,

МК 6801 для счетчиков классов точности 0,2 и 0,5 и установок ЦУ 6800 для счетчиков классов точности 1,0 и 2,0;

- Счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являю-

щеся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;

- Счетчик СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являю

щейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007г.;

- УСПД «RTU-325» - по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325. Методика поверки ДЯИМ.466.453.005МП.» утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

- Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии

«АльфаЦЕНТР» - в соответствии с документом «Комплексы измерительновычислительные для учета электрической энергии «АльфаЦЕНТР» Методика поверки ДЯИМ 466453.007 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

- Комплексы программно-технические измерительные ЭКОМ - в соответствии с

методикой «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ. Методика поверки», утвержденной ВНИИМС в ноябре 2005 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной сис

темы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.

Сведения о методах измерений

Методы измерений изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Фармстандарт».

Нормативные документы

Лист № 14

Всего листов 14 (АИИС КУЭ) ОАО «Фармстандарт»

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ Р 52323-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии»;

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Фармстандарт».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.