Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Альпина» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ООО «Альпина», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к времени в шкале UTC(SU) результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение данных об измеренных величинах в базе данных на глубину не менее 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей и ведение журнала событий;
- подготовка данных в XML формате для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ ;
- конфигурирование и настройку параметров АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ имеет двухуровневую структуру:
- 1-й уровень - информационно-измерительные комплексы точек измерений (ИИК ТИ);
- 2-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК).
ИИК ТИ включают в себя:
- трансформаторы тока (ТТ) и их вторичные цепи;
- трансформаторы напряжения (ТН) и их вторичные цепи;
- счётчики электроэнергии.
ТТ и ТН, входящие в состав ИИК ТИ, выполняют функции масштабного преобразования тока и напряжения.
Мгновенные значения аналоговых сигналов тока и напряжения преобразуются счетчиками электрической энергии АИИС КУЭ в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения мощности, вычисление активной мощности осуществляется путем интегрирования на временном интервале 20 мс мгновенных значений электрической мощности; полной мощности путем перемножения среднеквадратичных значений тока и фазного напряжения и реактивной мощности из измеренных значений активной и полной мощности. Вычисленные значения мощности преобразуются в частоту следования внутренних импульсов, число которых подсчитывается на интервале времени 30 минут и сохраняется во внутренних регистрах счетчика вместе с временным интервалом времени в шкале UTC (SU).
ИВК АИИС КУЭ расположен в АО «Новосибирскэнергосбыт», включает в себя сервер сбора данных, сервер баз данных, автоматизированные рабочие места (АРМ), связующие и вспомогательные компоненты.
ИВК выполняет следующие функции:
- сбор, первичную обработку и хранение результатов измерений и служебной информации ИИК;
- занесение результатов измерений и их хранение в базе данных ИВК;
- пересчет результатов измерений с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН;
- визуальный просмотр результатов измерений из базы данных;
- передачу результатов измерений во внешние системы, в том числе в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» - Хакасское РДУ, другим субъектам оптового рынка по протоколу SMTP (спецификация RFC 821) в формате XML 80020, 80030.
- ведение журнала событий ИВК.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 для передачи данных от ИИК ТИ на уровне ИИК;
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS с использованием 3G/GPRS терминала TELEOFIS WRX-908 для передачи данных от ИИК в ИВК;
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных с уровня ИВК внешним системам.
ИИК ТИ, ИВК, устройства коммуникации и каналы связи образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ включает в себя систему обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе устройства синхронизации времени УСВ-2 (рег. №41681-09). Система обеспечения единого времени АИИС КУЭ работает следующим образом. Устройство синхронизации времени УСВ-2 формирует шкалу времени UTC (SU) путем обработки сигналов точного времени системы GPS и передает её в ИВК. ИВК получает шкалу времени в постоянном режиме с помощью специализированной утилиты и при каждом опросе счетчиков вычисляет поправку времени часов счетчиков. И если поправка превышает величину ±2 c, ИВК формирует команду на синхронизацию счетчика.
Перечень ИК и измерительных компонентов в составе ИИК ТИ приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Состав ИК АИИС КУЭ
| № ИК | Диспетчерское наименование ИК | Состав первого уровня АИИ | С КУЭ |
| Трансформатор тока (тип, модификация) | Трансформатор напряжения (тип, модификация) | Счётчик электрической энергии (тип, модификация) |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 1 | ПС 110 кВ "Ташеба-Сельская" (ПС №27), РУ-10 кВ, 2 с. ш. 10 кВ, яч. 06 | ТОЛ-СЭЩ-10 Ктр=200/5 Кл. т. 0,5 Рег. №32139-06 | НАМИТ-10, мод. НАМИТ-10-2 Ктр=10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №16687-02 | Меркурий 234, мод. ARTM2-00 PB.G кл. т. 0,5S/1 Рег. №48266-11 |
| 2 | ВЛ-10 кВ от яч.07 ПС 110 кВ "Ташеба-Сельская" (ПС №27), оп. 5-6, ПКУ-10 кВ | ТОЛ-СЭЩ-10 Ктр=100/5 Кл. т. 0,5S Рег. № 51623-12 | ЗНОЛ-СЭЩ-10 Ктр=10000/100 Кл. т. 0,5 Рег. №35956-07 | Меркурий 230, мод. ART-00 PQRSIDN кл. т. 0,5S/1 Рег. № 23345-07 |
| Примечание: 1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик; 2. Допускается замена УСПД и УСВ-2 на аналогичные утвержденных типов; 3. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке, вносятся изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. |
Программное обеспечение
В ИВК используется программное обеспечение «Энергосфера» из состава «Комплексы программно-технические измерительные ЭКОМ» (ПТК «ЭКОМ», Г. р. № 19542-05, разработка ООО "НПФ "Прософт-Е", г. Екатеринбург).
Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Идентификационные признаки метрологически значимой части программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | pso_metr.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | 1.1.1.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | cbeb6f6ca69318bed976e08a2bb7814b |
Программное обеспечение имеет уровень защиты от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с Р 50.2.077-2014 - «средний».
Технические характеристики
Состав ИК, их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 3 и 4.
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| I, % от 1ном | Коэффи циент мощ ности | ИК | №1 | ИК №2 |
| 5woA, ±% | 5woP, ±% | 5wA, ±% | 5wP, ±% | 5woA, ±% | 5woP, ±% | 5wA, ±% | 5wP, ±% |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 2 | 0,5 | 4,9 | 2,7 | 5,1 | 3,7 | - | - | - | - |
| 2 | 0,8 | 2,7 | 4,1 | 3,1 | 4,9 | - | - | - | - |
| 2 | 0,865 | 2,4 | 5,0 | 2,8 | 5,6 | - | - | - | - |
| 2 | 1 | 1,9 | - | 2,4 | - | - | - | - | - |
| 5 | 0,5 | 3,1 | 2,1 | 3,4 | 3,4 | 5,5 | 3,0 | 5,7 | 4,0 |
| 5 | 0,8 | 1,9 | 2,9 | 2,4 | 3,9 | 3,0 | 4,6 | 3,4 | 5,3 |
| 5 | 0,865 | 1,8 | 3,3 | 2,3 | 4,3 | 2,7 | 5,6 | 3,1 | 6,2 |
| 5 | 1 | 1,2 | - | 1,5 | - | 1,8 | - | 2,1 | - |
| 20 | 0,5 | 2,3 | 1,5 | 2,7 | 3,1 | 3,0 | 1,8 | 3,3 | 3,2 |
| 20 | 0,8 | 1,4 | 2,1 | 2,0 | 3,4 | 1,7 | 2,6 | 2,2 | 3,7 |
| 20 | 0,865 | 1,2 | 2,4 | 1,9 | 3,6 | 1,5 | 3,1 | 2,1 | 4,1 |
| 20 | 1 | 1,0 | - | 1,4 | - | 1,2 | - | 1,5 | - |
| 100, 120 | 0,5 | 2,3 | 1,5 | 2,7 | 3,1 | 2,3 | 1,5 | 2,7 | 3,1 |
| 100, 120 | 0,8 | 1,4 | 2,1 | 2,0 | 3,4 | 1,4 | 2,1 | 2,0 | 3,4 |
| 100, 120 | 0,865 | 1,2 | 2,4 | 1,9 | 3,6 | 1,2 | 2,4 | 1,9 | 3,6 |
| 100, 120 | 1 | 1,0 | - | 1,4 | - | 1,0 | - | 1,4 | - |
| Пределы допускаемых значений поправки часов, входящих в СОЕВ относительно шкалы времени UTC, ± 5 с |
| Примечание 1.В таблице использованы обозначения: 8woA - доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении активной электрической энергии при вероятности Р=0,95; 5WoP - доверительные границы допускаемой основной погрешности при измерении реактивной электрической энергии при вероятности Р=0,95; 5wA - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95; 5WP - доверительные границы допускаемой погрешности при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях при вероятности Р=0,95. |
Таблица 4 - Технические характеристики
| Характеристика | Значение |
| Количество измерительных каналов | 2 |
| Период измерений активной и реактивной средней электрической мощности и приращений электрической энергии, минут | 30 |
| Период сбора данных со счетчиков электрической энергии, минут | 30 |
| Формирование XML-файла для передачи внешним системам | автоматическое |
| Формирование базы данных с результатами измерений с указанием времени проведения измерений и времени поступления результатов измерений в базу данных | автоматическое |
| Г лубина хранения результатов измерений в базе данных, не менее, лет | 3,5 |
| Ведение журналов событий ИВК и ИИК ТИ | автоматическое |
| Нормальные условия применения компонентов АИИС КУЭ: |
| - температура окружающего воздуха в местах расположения счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| - напряжение, В | от 98 до 102 |
| - частота сети, Гц | от 49,85 до 50,15 |
| - ток, % от 1ном для ИК №1 | от 5 до 120 |
| - ток, % от 1ном для ИК №2 | от 2 до 120 |
| Рабочие условия применения компонентов АИИС КУЭ: |
| - температура окружающего воздуха в местах расположения счетчиков, °С | от 0 до +40 |
| - температура окружающего воздуха (для ТТ и ТН), °С | от -40 до +40 |
| - частота сети, Гц | от 49,5 до 50,5 |
| - ток, % от 1ном | от 2 до 120 |
| - напряжение, % от ином | от 90 до 110 |
| - индукция внешнего магнитного поля, мТл | не более 0,05 |
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист формуляра НЭС.АСКУЭ.082018.1-ФО «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Альпина». Формуляр».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Кол-во, шт. |
| Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 5 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 1 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ-СЭЩ-10 | 3 |
| Счетчики электрической энергии | Меркурий 234 ARTM2-00 PB.G | 1 |
| Счетчики электрической энергии | Меркурий 230 ART-00 PQRSIDN | 1 |
| У стройство синхронизации времени | УСВ-2 | 1 |
| Сервер с ПО «Энергосфера» | - | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Альпина». Формуляр | НЭС.АСКУЭ.122018.4-ФО | 1 |
| Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Альпина». Методика поверки | МП-176-ВА^и.310556- 2018 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу Mn-176-RA.RU.310556-2018 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии ООО «Альпина». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 25 декабря 2018 г.
Основные средства поверки:
- измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003;
- измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электрической энергии Меркурий 230 в соответствии с документом Методика поверки» АВЛГ.411152.021, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;
- счетчиков электрической энергии Меркурий 234 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии статические трехфазные «Меркурий 234». Руководство по эксплуатации. Приложение Г. Методика поверки. АВЛГ.411152.033 РЭ1», утвержденной руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 01. сентября 2011 г.;
- устройства синхронизации времени УСВ-2 в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 234.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12 мая 2010 г.
- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (рег. №56465-14);
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик АИИС КУЭ с требуемой точностью.
Знак поверки наносятся на свидетельство о поверке.
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Альпина». Свидетельство об аттестации методики измерений №436-RA.RU.311735-2018 25 декабря 2018 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ООО «Альпина»
ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
74741-19: Методика поверкиСкачать4.1 Мб