Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТРК «Парк Хаус» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
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 в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее -ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (далее -ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-327L (Госреестр № 41907-09, зав. № 008098), устройство синхронизации системного времени (далее -УССВ), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора ИВКЭ.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя сервер ИВК на базе промконтроллера Axiomtek с установленным серверным программным обеспечением ПО «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10), устройство синхронизации системного времени УССВ-2 (Госреестр № 54074-13, зав. № 001368) а также, совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
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 электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной, реактивной 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.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется:
- по интерфейсу RS-485 с последующим преобразованием в формат сотовой связи (GPRS соединение) и RS-232 (счетчик - GSM-модем - GSM-модем - сервер ИВК);
- по интерфейсу RS-485 (счетчик - сервер ИВК).
В УСПД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и автоматическая передача накопленных данных на уровень ИВК, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На сервере ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Информация с сервера ИВК может быть передана на автоматизированное рабочее место (далее- АРМ) по локальной вычислительной сети (ЛВС) предприятия.
Передача информации заинтересованным субъектам происходит по интерфейсу RS-232 с последующим преобразованием в формат сотовой связи (CSD соединение) (сервер ИВК - GSM-терминал - заинтересованные субъекты).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени УССВ-2 и УССВ. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени УСПД и шкалы времени УССВ происходит один раз в минуту. Погрешность хода часов УСПД не превышает ± 1 с/сут.
Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени УССВ-2 происходит ежесекундно. Погрешность хода часов сервера ИВК не превышает ± 1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и сервером ИВК. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД 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.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении.
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ПО «Аль-фаЦЕНТР» (Модуль коммуникатор) | Не ниже 14.02.01 (4.6) | ec1d384929891446d9f17 bfebab06a0f | Программа-планировщик опроса и передачи данных C:\alphacenter\exe) Amrserver.exe | MD5 |
| ea121a8a0cdd9d25860e2 8cbfab09936 | Драйвер ручного опроса счетчиков и сервера ИВК Атгс.ехе |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ПО «Альфа-ЦЕНТР» (Модуль коммуникатор) | Не ниже 14.02.01 (4.6) | 9cf3f689c94a65daad982ea 4622a3b96 | Драйвер автоматического опроса счетчиков и сервера ИВК Amra.exe | MD5 |
| f5ede00075b883c100b8cc 362b719d95 | Драйвер работы с БД Cdbora2.dll |
| b8c331abb5e34444170eee 9317d635cd | Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Технические характеристики
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.
| Номер ИК | Наименование объекта учета | Состав 1-го уровня | Ктт •Ктн •Ксч | Вид энергии |
| Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1—н | ПС «Олимпийская» 110/6 кВ, РУ - 6 кВ, яч. 19 | II | Kt=0,5S Ktt=600/5 № 25433-03 | А | ТЛО-10 | 16279 | 7200 | активная реактивная |
| B | ТЛО-10 | 16297 |
| C | ТЛО-10 | 16301 |
| ТН | Kt=0,5 Ктн 6000/\3/100/\3 № 23544-07 | А | ЗНОЛП | 2905 |
| B | ЗНОЛП | 2904 |
| C | ЗНОЛП | 2901 |
| Счетчик | Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 № 31857-11 | A18O5RAL-P4GB-DW-4 | 01275971 |
| ci | ПС «Олимпийская» 110/6 кВ, РУ - 6 кВ, яч. 34 | II | Kt=0,5S Ktt=600/5 № 25433-03 | А | ТЛО-10 | 16280 | 7200 | активная реактивная |
| B | ТЛО-10 | 16278 |
| C | ТЛО-10 | 16281 |
| ТН | Kt=0,5 Ктн 6000/\3/100/\3 № 23544-07 | А | ЗНОЛП | 2903 |
| B | ЗНОЛП | 2900 |
| C | ЗНОЛП | 2906 |
| Счетчик | Kt=05S/1,0 Ксч=1 № 31857-11 | A18O5RAL-P4GB-DW-4 | 01275972 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| СТ) | РП - А1210, РУ - 6кВ, секция 1, яч. № 5 | II | Кт=0,5 Ктт=600/5 № 7069-07 | А | ТОЛ-10 | 37943 | 7200 | активная реактивная |
| B | - | - |
| C | ТОЛ-10 | 37942 |
| ТН | Кт=0,5 Ктн 6000/\3/100/\3 № 16687-02 | А | НАМИТ-10 | 0640 |
| B |
| C |
| Счетчик | Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 № 16666-07 | EA05RL-B-3W | 01170275 |
| РП - А1210, РУ - 6кВ, секция 2, яч. № 8 | II | Кт=0,5 Ктт=600/5 № 7069-07 | А | ТОЛ-10 | 37940 | 7200 | активная реактивная |
| В | - | - |
| С | ТОЛ-10 | 37939 |
| ТН | Кт=0,5 Ктн 6000/\3/100/\3 № 16687-02 | А | НАМИТ-10 | 0639 |
| В |
| С |
| Счетчик | Kt=0,5S/1,0 Ксч=1 № 16666-07 | EA05RL-B-3W | 01170276 |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номер ИК | сosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 31(2)%, | 35 %, | 320 %, | 3100 %, |
| I1(2)% — I изм< I5 % | I5 %—I изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | I100 %—1изм—1120% |
| 1; 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | ± 2,5 | ± 1,7 | ± 1,6 | ± 1,6 |
| 0,9 | ± 2,9 | ± 2,0 | ± 1,8 | ± 1,8 |
| 0,8 | ± 3,3 | ± 2,2 | ± 2,0 | ± 2,0 |
| 0,7 | ± 3,9 | ± 2,5 | ± 2,1 | ± 2,1 |
| 0,5 | ± 5,7 | ± 3,3 | ± 2,7 | ± 2,7 |
| 3; 4 (ТТ 0,5;ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | - | ± 2,2 | ± 1,7 | ± 1,6 |
| 0,9 | - | ± 2,7 | ± 2,0 | ± 1,8 |
| 0,8 | - | ± 3,2 | ± 2,2 | ± 2,0 |
| 0,7 | - | ± 3,8 | ± 2,5 | ± 2,1 |
| 0,5 | - | ± 5,6 | ± 3,3 | ± 2,7 |
| Номер ИК | сosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 31(2)%, | З5 %, | З20 %, | 3100 %, |
| I1(2)% — I изм< I5 % | I5 %—I изм<1 20 % | I20 %—1изм<1100% | I100 %—1изм—1120% |
| 1; 2 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | ± 7,2 | ± 4,8 | ± 4,2 | ± 4,2 |
| 0,8 | ± 5,6 | ± 4,1 | ± 3,7 | ± 3,7 |
| 0,7 | ± 4,9 | ± 3,8 | ± 3,6 | ± 3,6 |
| 0,5 | ± 4,3 | ± 3,6 | ± 3,5 | ± 3,5 |
| 3; 4 (ТТ 0,5;ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ± 7,1 | ± 4,8 | ± 4,2 |
| 0,8 | - | ± 5,4 | ± 4,1 | ± 3,7 |
| 0,7 | - | ± 4,7 | ± 3,8 | ± 3,6 |
| 0,5 | - | ± 4,1 | ± 3,6 | ± 3,5 |
Примечания:
1 Погрешность измерений 31(2)%P и 31(2)%q для coso=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 31(2)%P и 31(2)%q для coso 1,0 нормируется от 12%.
2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
- сила тока от 1ном до 1,2^1ном, coso=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9^Uhom до 1,1-ином,
- сила тока от 0,05^ном до 1,2^1ном для ИК № 1, 2, 9 , 10 и от 0,010ном до 1,2^1ном для ИК № 3 - 8;
- температура окружающей среды:
- для счетчиков от плюс 10 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2003;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2003.
6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- счетчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее 85000 часов;
- сервер ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 35558 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков Тв < 24 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере ИВК;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики А1800, ЕвроАльфа - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства 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) ТРК «Парк Хаус».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность системы автоматизированной информационно-
измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТРК «Парк Хаус»
| Наименование | Количество |
| 1 | 2 |
| Трансформатор тока ТЛО-10 | 6 шт. |
| Трансформатор тока ТОЛ-10 | 4 шт. |
| Трансформатор напряжения ЗНОЛП | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10 | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800 | 2 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа | 2 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных серии RTU-327 | 1 шт. |
| УССВ | 1 шт. |
| УССВ-2 | 1 шт. |
| Сервер ИВК Axiomtek | 1 шт. |
| ПО (комплект) АльфаЦЕНТР АС РЕ20 | 1 шт. |
| ПО (комплект) АльфаЦЕНТР АС РЕ 10 | 1 шт. |
| ПО (комплект) АльфаЦЕНТР АС XML | 1 шт. |
| Методика поверки | 1 шт. |
| Паспорт - Формуляр СТПА.411711.ВМ01.ФО | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП 59218-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТРК «Парк Хаус». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2014 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/^3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- для счетчиков Альфа А1800 - в соответствии с документом « Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки ДЯИМ.411152.018 МП», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011г.;
- для счётчиков ЕвроАльфа - в соответствии с документом «ГСИ. Счетчики электрической энергии многофункциональные ЕвроАльфа. Методика поверки», согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в сентябре 2007 г.;
- для УСПД 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.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ТРК «Парк Хаус».
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на
автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5 ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.
