Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Коми энергосбытовая компания» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения интервалов времени, активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных на базе RTU 325L (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру и программное обеспечение (далее - ПО).
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер сбора данных и сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени УССВ, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).
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 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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает на входы УСПД RTU 325L, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень системы с помощью технологии GSM. При отказе основного канала сервер переключается на резервный, цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на уровень ИВК. Резервный канал организован по технологии GSM.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации от ИВК в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УССВ, синхронизирующего собственное системное время по сигналам проверки времени, получаемым от GPS-приемника. Часы сервера синхронизированы по времени часов приемника, сличение ежесекундное, погрешность синхронизации не более 1 с. Сервер осуществляет коррекцию часов УСПД. Сличение часов УСПД с часами сервера осуществляется каждые 30 мин, и корректировка часов выполняется при расхождении часов сервера и УСПД ±2 с. Погрешность синхронизации не более ±0,5 с. Сличение часов счетчиков по времени часов УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем УСПД ±1 с, но не реже 1 раза в сутки. Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «Коми энергосбытовая компания» используется используется программное обеспечение (далее - ПО) АИИС КУЭ на базе «АльфаЦЕНТР», которое функционирует на нескольких уровнях:
• программное обеспечение счетчика;
• программное обеспечение УСПД;
• программное обеспечение АРМ;
• программное обеспечение сервера БД.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии и УСПД, 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.
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Альфа-ЦЕНТР» | программа-планировщик опроса и передачи данных | amrserve r.exe | 12.07.03 | 582b756b2098a6d abbe52eae57e3e2 39 | MD5 |
драйвер ручного опроса счетчиков и УСПД | атгс.ехе | b3bf6e3e5100c06 8b9647d2f9bfde8 dd |
драйвер автоматического опроса счетчиков и УСПД | amra.exe | 764bbe1ed87851a 0154dba8844f3bb 6b |
драйвер работы с БД | cdbora2. dll | 7dfc3b73d1d1f20 9cc4727c965a92f 3b |
библиотека шифрования пароля счетчиков A1700, A1140 | encryptdl l.dll | 0939ce05295fbcb bba400eeae8d057 2c |
библиотека сообщений планировщика опросов | alphames s.dll | b8c331abb5e3444 4170eee9317d635 cd |
Комплексы измерительно-вычислительные для учета электрической энергии «Альфа-ЦЕНТР», в состав которых входит ПО «АльфаЦЕНТР», внесены в Госреестр СИ РФ № 20481-00;
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»;
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 1, нормированы с учетом ПО.
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 АИИС КУЭ ОАО «Коми энергосбытовая компания» и их основные метрологические характеристики
Номер точки измерений на однолинейной схеме | Наименование объекта | Состав измерительных каналов | УСПД | Вид электро-энергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность, % | Погреш ность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
1 | ПС Жешарт, ВЛ-110 кВ «Жешарт-Яренск» | ТФЗМ 110Б Кл.т. 0,2 200/5 Зав. № 13436 Зав. № 13435 Зав. № 13437 | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 4627 Зав. № 4601 Зав. № 4600 Зав. № 55181 Зав. № 55161 Зав. № 55239 | A1805RAL -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01171623 | RTU 325L Зав №002814 | Активная Реактивная | ± 1,0 ± 1,8 | ± 2,2 ± 3,7 |
2 | ПС Жешарт, ОМВ-110 кВ | ТФЗМ 110Б Кл.т. 0,2 200/5 Зав. № 13439 Зав. № 13438 Зав. № 13440 | НКФ-110 Кл.т. 0,5 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 55181 Зав. № 55161 Зав. № 55239 | A1805RAL -P4GB-DW-4 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 01171632 | Активная Реактивная | ± 1,0 ± 1,8 | ± 2,2 ± 3,7 |
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. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;
4. Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) Uh; ток (1,0 - 1,2) Ih; cosф = 0,9инд.;
- температура окружающей среды: (20±5) °С;
5. Рабочие условия эксплуатации:
- для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока - (0,02 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosф(smф) 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.
- для счетчиков электроэнергии Альфа А1800:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 - 1,1) Uh2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 - 1,2) 1н2; коэффициент мощности cosф(smф) - 0,5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;
- температура окружающего воздуха - от минус 40 °C до плюс 65 °C;
- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.
6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2 (5) % 1ном, cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;
7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по и ГОСТ Р 26035-83.
8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена УСПД и УССВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Коми энергосбытовая компания» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик Альфа А1800- среднее время наработки на отказ не менее Т = 120 000 ч,
среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД RTU-325L- среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 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, параметрировании:
- 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 - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Коми энергосбытовая компания» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
К омплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | № Госреестра | Количество |
Трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б | 26420-08 | 6 |
Трансформатор напряжения типа НКФ-110 | 26452-04 | 6 |
Счетчик электрической энергии Альфа А1800 | 31857-06 | 2 |
Устройство сбора и передачи данных RTU-325L | 37288-08 | 1 |
Методика поверки | _ | 1 |
Формуляр | _ | 1 |
Руководство по эксплуатации | _ | 1 |
Поверка
Осуществляется по документу МП 54281-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Коми энергосбытовая компания». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в июне 2013 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформато
ры тока. Методика поверки";
• трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Транс
форматоры напряжения. Методика поверки";
• счетчики Альфа А1800 - в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки»;
• устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325L по документу «Устройства сбора и передачи данных RTU-325 и RTU-325L. Методика поверки ДЯ-ИМ.466.453.005.МП.»;
• 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 с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ООО «Коми энергосбытовая компания», аттестованной ФГУП "ВНИИ метрологической службы", аттестат об аккредитации № 01.00225-2008 от 25.09.2008 г., 119361, Москва, ул. Озерная, 46.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
МИ 3000-2006 «Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.