| Форум -> Скачать типовые проекты -> Типовой проект АИИСКУЭ | Типовой проект АИИСКУЭ |
|---|
| Автоматизация | Дата: 12.06.2015, в 14:36 | Сообщение №1 | 
УчастникПользователь №: 875
Сообщений: 56
   | Добрый день!
Хочу поделиться пояснительной запиской проекта по АИИСКУЭ многофункционального здания, см. ниже: |
Автоматизация и диспетчеризация инженерных систем |
| | | Автоматизация | Дата: 12.06.2015, в 14:36 | Сообщение №2 |
УчастникПользователь №: 875
Сообщений: 56
| Полное наименование системы:
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электрической энергии и мощности (АИИС КУЭ) многофункционального комплекса.
Назначение системы: измерение активной и реактивной электрической энергии и мощности по границам балансовой принадлежности, сбор, обработка и хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений, входящих в систему, а так же передача полученной информации смежному субъекту и смежной сетевой организации.
Цель создания системы: измерение количества электрической энергии, позволяющее определить величины учетных показателей, используемых в финансовых расчетах.
Описание объекта автоматизации
Электроснабжение объекта осуществляется от ПС 110/20 кВ. Точка присоединения РУ-20 кВ ПС 110/20 кВ. Присоединяемая мощность 35000 кВА, по II категории надежности, в том числе 22488 кВА по I категории надежности. Граница балансовой принадлежности проходит на кабельных наконечниках кабельных линий, отходящих в сторону РП-1 и РП-2 объекта.
Основные технические решения
Решения по структуре АИИС КУЭ
АИИСКУЭ создается трехуровневой системой с централизованным управлением и распределенной функцией выполнения измерений, в состав которой входят уровни:
1-й уровень – уровень ИИК ТИ: Уровень ИИК ТИ обеспечивает автоматическое проведение измерений в точках измерения и передачу полученных данных на уровень ИВК системы. Уровень ИИК ТИ содержит средства автоматического измерения потребления электроэнергии (измерительный канал) и средства обработки и передачи информации (информационный канал).
Измерительный канал АИИС КУЭ включает измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), вторичные измерительные цепи, счетчики электрической энергии.
Информационный канал включает в себя цифровые интерфейсы счетчиков.
2-й уровень – Уровень ИВКЭ: В состав ИВКЭ АИИС КУЭ входит устройство сбора и передачи данных (УСПД), обеспечивающее сбор, первичную обработку и хранение данных с уровня ИИК ТИ, а так же каналообразующая аппаратура, обеспечивающая прием-передачу данных с уровнем ИВК АИИС КУЭ и системами смежных субъектов.
3-й уровень – Уровень ИВК: представляет собой совокупность функционально объединенных программных, информационных и технических средств, предназначенных для решения задач: диагностики состояний средств измерений, сбора, обработки и хранения результатов измерений, поступающих с уровня ИВКЭ системы, их агрегирование, а также обеспечения интерфейсов доступа к этой информации.
Система обеспечения единого времени (СОЕВ).
Система обеспечения единого времени выполняет законченную функцию измерений времени и имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени при проведении измерений количества электроэнергии с точностью не хуже ±5 с/сутки. СОЕВ формируется на всех уровнях иерархии АИИС КУЭ.
Решения по средствам и способам связи между компонентами АИИС КУЭ.
В качестве канала связи между счетчиками и УСПД уровня ИВКЭ используется интерфейс RS-485. В качестве канала связи между ИВКЭ и ИВК используется Ethernet.
Решения по взаимосвязи АИИС КУЭ со смежными системами.
Структурой АИИС КУЭ предусмотрена возможность санкционированной передачи информации смежным системам следующих организаций-участников РРЭ:
Опрос АИИС КУЭ смежными системами организаций-участников РРЭ осуществляется в соответствии с принятыми регламентами.
Проект предусматривает наличие двух взаиморезервируемых каналов связи – основного и резервного. Каналы организованы по сети GSM от разных операторов сотовой связи посредством модемов, подключенных УСПД уровня ИВКЭ. Использование каналов связи для других целей запрещается.
Состав функций, реализуемых системой
Программно-техническим комплексом АИИС КУЭ предусмотрена возможность функционирования в следующих режимах:
Нормальный (рабочий);
Автономный (аварийный).
В нормальном режиме АИИС КУЭ обеспечивает выполнение следующих функций:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии, характеризующей оборот товарной продукции;
- периодический автоматический сбор, с поддержкой запроса по требованию, результатов измерений и данных о состоянии средств измерений (журналов событий);
- предоставление интерфейсов доступа к текущим результатам измерений;
- формирование отчетных документов;
- передача результатов измерений (профиль нагрузки) и данных о состоянии средств измерений (журналы событий счетчиков);
- поддержание единого системного времени;
- защита коммерческой информации, программного обеспечения и технических средств от несанкционированного доступа;
- контроль работоспособности системы, диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств;
- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ.
В автономном режиме, при неисправности информационных каналов, система обеспечивает автоматическое проведение измерений в точках измерения, хранения полученных данных на уровне ИИК ТИ с возможностью последующей передачи данных смежным системам.
Автономный режим допустим только на время восстановления каналов связи.
При нарушении каналов связи на время более 1 (одних) суток системой поддерживается режим автономного съема данных с уровня ИИК ТИ.
Решения по численности, квалификации и функциям персонала АИИС КУЭ, режимам его работы, порядку взаимодействия.
Для обеспечения работоспособности АИИС КУЭ должны быть введены штатные единицы и сформирован оперативно-эксплуатационный персонал, обеспечивающий необходимую эксплуатационную поддержку работы всех компонентов АИИС КУЭ.
В обязанности обслуживающего персонала входит проведение:
- ежедневного внешнего осмотра;
- ежемесячного профилактического осмотра;
- ежеквартального обслуживания системы;
- ремонта по истечении гарантийного срока эксплуатации;
- настройка системы путем задания новых параметров.
Техническое обслуживание входящих в состав АИИС КУЭ технических средств, производится в соответствии с требованиями по эксплуатации системы и эксплуатационной документации на эти средства.
Оперативно-эксплуатационный персонал в зависимости от выполняемых функций должен иметь квалификационную группу по электробезопасности в соответствии с документами “Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей” и “Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок” (РД 153-34.0-03.150-00).
Оперативно-эксплуатационный персонал должен иметь соответствующую квалификацию в предметной области (правила учета электроэнергии, структура и функциональность АИИС КУЭ и т.д.). Режим работы персонала – девятичасовой рабочий день при пятидневной рабочей неделе.
Возможно совмещение функций специалистов по эксплуатации технических средств АИИС КУЭ с другой деятельностью. Объем занятости специалиста по эксплуатации технических средств АИИС КУЭ уточняется на этапе опытной эксплуатации.
Окончательное решение по созданию подразделения или передачу функций по обслуживанию АИИС КУЭ уже существующим подразделениям принимает Заказчик системы.
Решения по безопасности.
К работе с техническими средствами АИИС КУЭ должны допускаться специалисты, прошедшие специальное обучение и имеющие квалификационную группу по электробезопасности не ниже третьей в соответствии с документами “Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей” и “Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок” (РД 153-34.0-03.150-00).
Технические средства АИИС КУЭ заземляются в соответствии с действующими «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ).
Компьютеры и периферийные устройства, входящие в состав АИИС КУЭ, должны быть подключены к защитному заземлению, выполненному в соответствии с требованиями ГОСТ 12.2.007.0-75 и ГОСТ 25861-83.
Расположение и установка технических средств АИИС КУЭ спроектирована так, чтобы обеспечивалась их безопасная техническая эксплуатация.
Решения по эргономике и технической эстетике
АИИС КУЭ создается для работы в автоматизированном режиме и подразумевает уменьшение участия человека в процессе сбора, обработки и передачи данных по потреблению электрической энергии и мощности.
Все компоненты АИИС КУЭ располагаются исходя из удобства и безопасности обслуживания в соответствии с правилами устройства электроустановок (ПУЭ), СанПин 2.2.2.542-96, ГОСТ 30.001-83, ГОСТ 20.39.108-85 и ГОСТ 21958-76.
Программное обеспечение АИИС КУЭ имеет русифицированный интуитивно-понятный интерфейс, обеспечивает возможность эффективного использования и предоставляет достаточную информацию пользователю для выполнения договорных обстоятельств.
Решения по эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту и хранению компонентов системы.
Условия и порядок эксплуатации технических средств АИИС КУЭ соответствуют требованиям по эксплуатации, техническому обслуживанию, ремонту и хранению, указанным в документации на них.
Гарантийный срок эксплуатации оборудования, которое не изготавливается Подрядчиком, соответствует требованиям технической документации соответствующих изготовителей.
Технические средства АИИС КУЭ по удобству технического обслуживания, эксплуатации и ремонта удовлетворяют требованиям ГОСТ 12.2.049-80.
Для каждого технического средства и для резервного питания счетчиков используется однофазное напряжение 220В частотой 50 Гц.
Средства вычислительной техники рассчитаны на непрерывный режим работы, виды и периодичность их обслуживания стандартные и не требуют специальной регламентации.
Целостность и корректность информации сохраняется при отключении питания, а также при выходе из строя измерительного оборудования.
Решения по защите информации от несанкционированного доступа.
На всех уровнях системы предусмотрено проведение ревизии и маркирования специальными знаками визуального контроля (специальные марки, пломбы), обеспечивающими защиту от несанкционированного физического доступа к средствам коммерческого учёта электрической энергии.
На уровне ТИ защита информации от несанкционированного доступа осуществляется:
- путем пломбирования ТТ, ТН (при наличии конструктивной возможности), клеммников электросчетчиков;
- подключение счетчиков к вторичным обмоткам трансформаторов тока отдельно от цепей релейной защиты, электроизмерительных и фиксирующих приборов;
- подключение счетчиков к трансформаторам напряжения осуществляется отдельным кабелем через автоматический выключатель с возможностью пломбирования;
- пломбирование промежуточных клеммных сборок измерительных ТТ и ТН;
- подключение вторичных цепей измерительных трансформаторов к счетчику выполнено через испытательную клеммную колодку, имеющую пломбируемую крышку
- пломбирование корпуса счетчика (пломба завода-изготовителя);
- пломбирование откидывающегося прозрачного окна на лицевой панели счетчика (гарантирующий поставщик);
- пломбирование винтов крепления крышки зажимов счетчика (гарантирующий поставщик).
- путем ограничения доступа к счетчикам (размещением технических средств в закрываемые шкафы);
- наличием системы паролей для доступа к изменению параметров, времени и данных счетчиков;
- наличие механической защиты от несанкционированного доступа и пломбирование корпуса сервера БД в составе ИВК
Для защиты от несанкционированного доступа электроизмерительных приборов, коммутационных аппаратов и разъемных соединений электрических цепей в цепях учета, при отсутствии возможности пломбирования, должно производиться их маркирование специальными знаками визуального контроля в соответствии с установленными требованиями.
На каждый измерительный канал, входящий в состав АИИС КУЭ, должен быть составлен акт инструментальной проверки, оформленный в установленном порядке в соответствие с требованиями сбытовой компании, утвержденный представителем сбытовой компании, содержащий все сведения о пломбировке компонентов системы.
На программном уровне организуется:
- гарантированное разграничение доступа пользователей и программ пользователей к информации, включая разграничение доступа по рабочим местам;
- разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров, времени и данных (установка пароля на сервер, основной и дополнительный пароль загрузки);
- разграничение доступа к последовательным и параллельным портам ЭВМ;
- автоматизированную идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала при обращении к ресурсам системы;
- регистрацию входа (выхода) пользователей в систему, обращений к ресурсам и фактов попыток нарушения доступа;
- регистрацию событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии и мощности.
Решения по защите от влияния внешних воздействий
Все компоненты АИИС КУЭ располагаются в закрытых помещениях, что гарантирует защиту от воздействия атмосферных осадков.
Так же все оборудование АИИС КУЭ установлено в металлическом шкафу, что обеспечивает защиту от механических повреждений, пыли и электромагнитных излучений.
В свою очередь оборудование выполнено в корпусах с гарантированными заводом-изготовителем степенями защиты от внешних воздействий.
Описание автоматизированных функций
Степень автоматизации уровней системы
Уровень ИИК ТИ:
- автоматизированную функцию измерения электрической энергии (мощности);
- автоматизированную функцию цикличности измерений с заданной дискретностью (30 мин.);
- автоматизированную функцию самодиагностики;
- автоматизированную функцию передачи данных (результатов измерений и данных о состоянии средств измерений) смежным субъектам;
- автоматизированную функцию хранения информации (запись в энергонезависимую память) счетчиком о состоянии средств измерений (профиля);
- автоматизированную коррекцию времени встроенных часов счетчиков.
Уровень ИВКЭ:
- автоматизированную коррекцию времени встроенных часов;
- автоматизированную функцию сбора УСПД информации с уровня ИИК (счетчиков) о состоянии средств измерений;
- автоматизированную функцию сбора УСПД результатов измерений с уровня;
- автоматизированную функцию цикличности сбора информации с заданной периодичностью (не реже 1 раза в сутки);
- автоматизированную функцию хранения результатов измерений и информации о состоянии средств измерений;
- автоматизированную функцию предоставления доступа к данным со стороны ИВК;
- автоматизированную функцию предоставления доступа к данным со стороны смежных систем.
Уровень ИВК:
- автоматизированная функция проведения измерений учета потерь электроэнергии от точек измерений до точек учета (при необходимости);
- автоматизированную коррекцию времени встроенных часов сервера БД;
- автоматизированную функцию сбора сервером БД информации с уровня ТИ о состоянии средств измерений;
- автоматизированную функцию сбора сервером БД результатов измерений с уровня ТИ;
- автоматизированную функцию цикличности сбора информации с заданной периодичностью (1 раз в сутки).
В автоматическом режиме выполняются следующие основные функции АИИС КУЭ:
- измерений величин активной и реактивной электроэнергии;
- регистрация информации о состоянии средств измерений;
- синхронизация времени компонентов системы;
- регламентный сбор информации результатов измерений и данных о состоянии средств измерений) (хранение информации);
- передача данных (результатов измерений и данных о состоянии средств измерений) в смежные системы;
- хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений.
- защита информации (результатов измерений и данных о состоянии средств измерений) от несанкционированного доступа;
- контроль достоверности измерительной информации;
- контроль за состоянием программно-технических средств АИИС КУЭ (самодиагностика).
По командам персонала выполняются следующие функции АИИС КУЭ:
- сбор по запросу информации результатов измерений и данных о состоянии средств измерений);
- конфигурирование и параметрирование технических средств и программного обеспечения.
Входные данные
Входными данными АИИС КУЭ является информация, снимаемая со счётчиков электрической энергии:
- данные по потребляемой активной и реактивной энергии и мощности;
- при необходимости, данные по учету электроэнергии по четырем тарифным зонам (четыре зоны в сутках, четыре типа дней недели, четыре сезона);
- фиксация максимальной мощности нагрузки на расчетном интервале времени;
- данные по выходу из установленных «границ» показателей качества электроэнергии – значений напряжения и частоты;
- данные по измерению (вычислению) и отображение напряжения и тока пофазно, частоты сети, коэффициента мощности, фазных углов тока и напряжения;
- текущее время и дата.
Периодичность (дискретность) учета на уровне счетчика устанавливается при помощи встроенного ПО счетчика.
Выходные данные
Выходными данными АИИС КУЭ являются:
- получасовые измерения приращений активной электроэнергии и интегрированной реактивной мощности по точкам учета;
- данные по состоянию технических и программных средств коммерческого учета (журналы событий, статусы работоспособности измерительных каналов);
- данные по параметрам электросети (напряжения и токи пофазно, частота сети, коэффициенты мощности, фазные углы напряжения);
- данные по составу и характеристикам технических и программных средств коммерческого учета (ТТ, ТН, счетчики, каналы связи, ПО опроса и т.д.);
- данные по учету электроэнергии с нарастающим итогом.
В АИИС КУЭ обеспечена информационная совместимость между компонентами системы, поддерживается ручной и автоматический режимы обмена информацией.
Описание комплекса технических средств
Решения по комплексу технических средств, его размещению на объекте
Технические средства АИИС КУЭ включают в себя:
- трансформаторы тока, расположенные на вводах в РП-1, РП-2;
- трансформаторы напряжения;
- счетчики электрической энергии;
- УСПД уровня ИВКЭ;
- Компьютерное оборудование сервера БД (АРМ) (ИВК) в кабинете главного энергетика;
- технические средства организации каналов связи: модемы, линии связи.
При разработке проекта были применены серийно выпускаемые технические средства и готовые программные продукты.
Технические средства унифицированы и имеют минимальную номенклатуру. Все технические средства одной номенклатуры взаимозаменяемы.
Каналы связи организованы с использованием стандартных протоколов обмена информацией.
Обоснование выбор и описание комплекса технических средств приведены далее.
Проектом предусмотрено применение трансформаторов тока с коэффициентом трансформации 600/5, классом точности 0,5S, внесенных в Государственный реестр средств измерений.
Выбор конкретного типа и модификации измерительных трансформаторов тока, соответствующих приведенным выше требованиям будет произведен после согласования с Заказчиком.
Для подтверждения возможности использования в АИИС КУЭ трансформаторов тока необходимо произвести их проверку:
- на термическую и электродинамическую стойкость к токам к.з. (требование ПУЭ, гл. 1.4);
- на возможность применения в условиях работы при минимальной и максимальной нагрузке присоединения (требование пункта 1.5.17 ПУЭ);
- на допустимую вторичную нагрузку (требование пункта 1.5.19 ПУЭ, работа измерительной обмотки трансформатора тока в классе точности).
Проверочный расчет трансформаторов тока на электродинамическую стойкость к токам К.З.
В соответствии с РД 153-34.0-20.527-98 проверка трансформаторов тока на электродинамическую стойкость к токам к.з. производится по условию:
Проверочный расчет трансформаторов тока на термическую стойкость к токам К.З.
В соответствии с РД 153-34.0-20.527-98 проверка трансформаторов тока на термическую стойкость к токам К.З. производится в сравнении найденного при расчетных условиях значения интеграла Джоуля - Вк, с его допустимым для трансформатора тока значением - Втер. Электрический аппарат удовлетворяет условию термической стойкости, если выполняется условие:
Расчет трансформаторов тока при минимальной и максимальной рабочей нагрузке контролируемого присоединения
Согласно п. 1.5.17 ПУЭ допускается применение трансформаторов тока с завышенным коэффициентом трансформации (по условиям электродинамической и термической стойкости или защиты шин), если при максимальной нагрузке присоединения ток во вторичной обмотке трансформатора тока будет составлять не менее 40% номинального тока счетчика, а при минимальной рабочей нагрузке - не менее 5%:
Расчет трансформаторов тока на работу в заданном классе точности (на допустимую вторичную нагрузку)
Для того чтобы определить, работает ли трансформатор тока в заданном классе точности, необходимо вычислить его вторичную нагрузку, которая определяется полным сопротивлением его внешней вторичной цепи. В ее состав входят сопротивления всех последовательно включенных измерительных приборов, а также соединительных проводов и переходных контактов.
Проверка осуществляется по трансформатору тока с наиболее загруженной вторичной обмоткой.
В соответствии с п.1.5.19 ПУЭ:
Сечение проводника вторичных измерительных цепей принимается ближайшее в большую сторону из стандартного ряда по ГОСТ 1508-78, с учетом минимально допустимого сечения медного проводника для вторичных токовых цепей по условию механической прочности (п. 3.4.4 ПУЭ).
Измерительные трансформаторы напряжения.
При выборе трансформаторов напряжения учитывались:
- требования ГОСТ Р 8.596-2002, о допущении к применению в составе измерительной системы средств измерений только утвержденного типа (п.7.3 ГОСТ Р 8.596-2002);
- требования ПУЭ по напряжению сети, и по работе измерительной обмотки ТН в классе точности (п.1.5.19 ПУЭ).
Проектом предусмотрено применение трансформаторов напряжения с коэффициентом трансформации 20000/100, классом точности 0,5, внесенных в Государственный реестр средств измерений.
Выбор конкретного типа и модификации измерительных трансформаторов напряжения, соответствующих приведенным выше требованиям, будет произведен после согласования с Заказчиком.
Для подтверждения возможности использования в АИИС КУЭ, принятых ТН необходимо произвести проверку:
- на допустимую вторичную нагрузку (требование пункта 1.5.19 ПУЭ, работа трансформатора в заданном классе точности).
Проверочный расчет трансформаторов напряжения на работу в классе точности
В соответствии с ГОСТ 1983-2001 метрологические характеристики ТН устанавливаются для следующих рабочих условий применения:
Мощность активно-индуктивной нагрузки при коэффициенте мощности 0,8 определяется:
Вторичные цепи
Выбор сечения жил кабелей вторичных цепей трансформаторов тока
Сечение вторичных цепей трансформаторов тока выбрано по условию обеспечения работы измерительной обмотки трансформаторов тока в классе точности, с соблюдением выполнения условия п.3.4.4 ПУЭ, и составляет 2,5 мм2.
Для подключения трансформаторов тока к счетчикам электроэнергии используются кабели КВВГнг-LS 5х3,5.
Выбор сечения жил кабелей вторичных цепей трансформаторов напряжения
Согласно требованиям п.1.5.19 ПУЭ сечение жил кабелей в цепях напряжения расчётных электросчётчиков должны выбираться таким образом, чтобы потери напряжения от точки присоединения до приборов учета не превышали 0,25% номинального напряжения (при питании от ТН класса точности 0,5):
Вывод: Расчетное падение напряжения во вторичных цепях «ТН-счетчик» не превышает 0,25% номинального значения напряжения измерительной обмотки ТН при сечении вторичных цепей Fпров = 2,5 мм2, соответственно для подключения трансформаторов напряжения к счетчику электроэнергии принят кабель КВВГнг-LS 7x2,5.
Счетчики электрической энергии
Проектом предусмотрено использование счетчиков электрической энергии типа Меркурий 230 модификации Меркурий 230 ART2-03 PQRSIDN, производства ООО «Фирма «Инкотекс».
Счетчики типа Меркурий 230 соответствуют ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии) и внесены в Государственный реестр средств измерений (№ 23345-07).
Устройство сбора и передачи данных
В качестве УСПД уровня ИВКЭ выбран контроллер СИКОН С120 производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии», внесенный в Госреестр СИ РФ под №40489-09.
Сервер БД (АРМ)
Сервер БД (АРМ) АИИС КУЭ организован на базе ПК, находящегося в кабинете главного инженера объекта, с установленным ПО «Пирамида-2000.
Сервер БД (АРМ) обеспечивает: сбор коммерческой (результаты измерений) и технической (состояние средств измерений) информации со счетчиков, обработку, хранение полученной информации и интерфейсы доступа к данным.
Каналообразующая аппаратура
Канал передачи данных ИИК ТИ – ИВКЭ
Канал передачи данных «ИИК ТИ - ИВКЭ» предназначен для обеспечения обмена информацией между счетчиками электрической энергии и УСПД. Для организации информационного обмена предусмотрен интерфейс RS-485. Счетчики подключаются к «общей шине».
Канал передачи данных ИВКЭ – ИВК
Канал передачи данных предназначен для обеспечения обмена информацией между УСПД и сервером БД (АРМ). Канал организован с передачей данных по сети Ethernet.
Для организации каналов связи c ОАО используются коммутируемые каналы связи двух различных операторов подвижной радиотелефонной связи стандарта GSM-900/1800 (основной и резервный) с передачей данных по GPRS с разрешением приема входящих звонков по CSD.
Структурой АИИС КУЭ предусмотрена организация двух взаиморезервируемых каналов связи - основного и резервного.
Основной и резервный каналы связи организованы посредством модемов Teleofis RX108-R2 RS485, подключенного к контроллеру Сикон С120 по интерфейсу RS-485 и ПМ01-220.АВ, подключенного к контроллеру Сикон С120 по интерфейсу RS-232.
Каналы обеспечивают передачу данных со скоростью не менее 9600 бит/с, и коэффициентом готовности не хуже 0,95.
Синхронизация системного времени
Для обеспечения единого времени производится коррекция хода системных часов (внутренние часы УСПД, счетчиков) АИИС КУЭ. Коррекция производится от системных часов ЦСОД ОАО в ходе опроса контроллера Сикон С120. Коррекция выполняется автоматически, если расхождение часов ЦСОД ОАО и часов АИИС КУЭ превосходит ±2 сек. Факт каждой коррекции регистрируется в «журналах событий» счетчиков АИИС КУЭ.
Описание программного обеспечения
Используемое программное обеспечение АИИС КУЭ является достаточным для выполнения всех функций АИИС КУЭ, реализуемых с применением средств вычислительной техники, а также имеет средства организации всех требуемых процессов обработки данных, позволяющие своевременно выполнять все автоматизированные функции во всех регламентированных режимах функционирования АИИС КУЭ.
В состав программного обеспечения установленного на сервере БД (АРМ) входит:
- системное ПО – Windows Server 2008 R2 Enterprise 64-bit базовый комплекс компьютерных программ, обеспечивающий интерфейс с пользователем, управление аппаратными средствами компьютера, работу с файлами, ввод и вывод данных, а также выполнение прикладных программ и утилит;
- ПО Системы Управления Базой Данных (СУБД) MS SQL Server 2008 Standard Edition;
- прикладное ПО «Пирамида-2000. Розничный рынок», реализующее всю необходимую функциональность работы с данными, установленное на сервере БД (АРМ).
В АИИС КУЭ все взаимодействие пользователей с информацией происходит через экранные формы (табличное и графическое представление данных) и отчеты, входящие в состав ПО.
Весь экранный интерфейс пользователя выполнен на русском языке (включая диагностические и информационные сообщения).
Диалог пользователя осуществляется на русском языке и имеет защиту от ошибок и некорректных действий.
Задачи, выполняемые комплексом:
- Сбор данных с различных устройств.
- Ведение точного времени в системе.
- Расчеты по собранным данным различных учетных показателей
- Контроль собранных и рассчитанных данных на достоверность, по уставкам, по темпу поступления и т.п.
- Предоставление сервисов для сервера БД (АРМ)
- Взаимодействие с другими системами
Основные функции программного обеспечения уровня ИИК ТИ
ПО счетчиков состоит из встроенной рабочей программы микроконтроллера, записанной в энергонезависимое постоянное запоминающее устройство.
ПО сертифицировано в составе счетчика и обеспечивает коммерческий учет электрической энергии в соответствии с действующими нормативными документами.
ПО счетчика имеет возможность программирования (параметризации) - задания необходимых данных (параметров), обеспечивающих работу счетчика в конкретных условиях эксплуатации.
При параметрировании задаются следующие основные параметры:
- интервалы усреднения мощности;
- отображаемые дробные части энергии и мощности;
- масштабные коэффициенты;
- глубина хранения графиков нагрузки;
- тарифное расписание;
- параметры, отображаемые ЖКИ счетчика;
- периоды авточтения.
Первоначальная настройка программного обеспечения счетчика (параметрирование) осуществляется заводом-изготовителем. Последующее параметрирование производится представителями энергосбытовой компании (гарантирующего поставщика) при приемке системы в эксплуатацию и в процессе эксплуатации (при необходимости).
Подробное описание работы счетчика Меркурий 230 приведено в документе АВЛГ.411152.021 РЭ «Счетчик электрической энергии трехфазный статический «Меркурий 230». Руководство по эксплуатации».
Основные функции программного обеспечения ИВКЭ.
В комплект обязательной поставки контроллера СИКОН С120 входят две программы (базовое программное обеспечение):
- «Оперативный сбор»;
- «Настройка сбора».
С помощью этих программ пользователь (оператор) имеет возможность настроить работу контроллера СИКОН С120 на конкретном объекте и обеспечить удаленный сбор основной информации об энергопотреблении, а также следить за состоянием контроллера СИКОН C110 и удаленного объекта.
Подробное описание программного обеспечения, процессов установки, настройки и работы с ним приведено в Руководстве оператора ВЛСТ 520.00.000 РО.
Основные функции программного обеспечения ИВК.
Программное обеспечение ИВК выполняет следующие функции:
- формирование базы данных АИИС КУЭ
- разграничение доступа к функциям программы для различных категорий пользователей, автоматическая фиксация в журнале действий пользователей
- автоматический опрос счетчиков согласно расписанию
- анализ данных в табличном и графическом представлении по счетчикам, фидерам за день или произвольный период
- нахождение максимумов мощности по фидерам объекта за произвольный период времени
- составление расчётных групп для более сложного анализа данных
- представление данных в табличном или графическом виде для анализа с возможностью печати.
Описание информационного обеспечения
Информационное обеспечение АИИС КУЭ представляет собой совокупность массивов информации, включающих коммерческую (расчетную) информацию, используемую в финансовых расчетах за потребленную энергию. Данные коммерческой информации составляют получасовые приращения активной и реактивной электроэнергии по точкам учета.
Данные для работы с конкретным оборудованием с заданными условиями учета представляют собой:
- Параметры каналов учета (наименование, коэффициенты первичных приборов учета, наименование измеряемых величин и т.д.);
- Состав групп учета
- Границы и тарифы зон суток
- Пароли и пользователи
- Служебную информацию о текущем состоянии средств учета.
Вся информация хранится в архивах электросчетчиков и базе данных ИВК. В счетчиках архивы являются программно-аппаратной частью этих приборов.
На всех уровнях АИИС КУЭ ввод, сбор, обработка, хранение и передача информации от одного компонента системы к другому происходит в автоматическом режиме.
Глубина хранения информации в архивах:
- 30-ти минутный профиль нагрузки в электросчетчике – не менее 35 суток
- 30-ти минутный профиль нагрузки в БД АИИС КУЭ – не менее 3,5 лет (обеспечивается емкостью дисковой подсистемы сервера базы данных АИИС КУЭ).
Информационное обеспечение делится на внутримашинное и внемашинное.
Внутримашинное информационное обеспечение включает:
- Базу данных АИИС КУЭ
- Индивидуальные файлы данных (программы)
Внемашинное информационное обеспечение включает:
- Нормативно-справочную документацию
- Эксплуатационную документацию
- Проектную документацию.
Организация сбора и передачи данных
Ввод и первоначальная обработка данных о потреблении электроэнергии и мощности осуществляется на уровне ИИК. В результате функционирования в ИИК происходит накопление измеренных данных с указанием времени проведения измерения и записей журнала событий (диагностических данных) и времени возникновения события.
На уровне ИВК производится сбор и хранение измерительной и диагностической информации со счетчиков.
Архивы измерительной, технической и диагностичской информации формируются из данных опроса и хранятся в памяти счетчиков и базе данных сервера ИВК.
При формировании архива измерительной информации выполняется запись измеренных величин в базу данных сервера ИВК с указанием времени проведения измерения и времени записи информации в базу данных.
При формировании архива технической информации выполняется запись события в базу данных сервера ИВК с указанием времени возникновения события.
Организация внемашинной информации
Внемашинная информация предназначена для формирования технологического процесса работы системы и включает в себя:
- Нормативно-справочную документацию (информацию, регламентирующую заявленные характеристики системы)
- Эксплуатационную документацию (инструкции пользователя, должностные инструкции, регламенты выполнения мероприятий и т.п.)
- Проектную документацию, необходимую для создания и ввода в действие системы
Нормативно-правовая документация включает в себя:
- Правила устройства электроустановок (ПУЭ)
- Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей
- Иные нормативные документы.
Эксплуатационная документация состоит из следующих документов:
- Руководство пользователя
- Паспорт-формуляр
- Инструкция по эксплуатации КТС
- Технологическая инструкция
- Перечень заводских инструкций
- Каталог базы данных
- Перечень входных данных
- Перечень выходных данных.
Должностные инструкции эксплуатационного персонала АИИС КУЭ разрабатываются на стадии опытной эксплуатации.
Организация внутримашинной информации.
Внутримашинная информация предназначена для обеспечения функционирования АИИС КУЭ и выполнения всех возложенных на нее функций. Внутримашинная информация состоит из индивидуальных файлов данных (программ) и единого информационного массива данных системы (базы данных АИИС КУЭ).
Программы, база данных АИИС КУЭ находятся на винчестере сервера ИВК.
Проектная оценка надежности системы
Целью расчета надежности на этапе проектирования АИИС КУЭ является расчетное определение показателей надежности АИИС КУЭ по документации на компоненты АИИС КУЭ (паспорта, описания типа и т.д.).
Расчет показателей надежности системы произведен на основе ГОСТ 27.301 - 95.
Надежность ИИК ТИ
Надежность ТИ определяется как совокупность надежностей измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии.
В качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, в соответствии с ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ 1983-2001 соответственно, выбираются средний срок службы и средняя наработка до отказа.
Значения показателей надежности счетчиков электрической энергии рекомендуется иметь не ниже заданных:
- средняя наработка на отказ, не менее То = 35000 часов;
- среднее время восстановления не более Тв = 168 часов (7 суток).
Требования к ИВКЭ
Значения показателей надежности ИВКЭ рекомендуется иметь не ниже заданных:
- средняя наработка на отказ, не менее То=35000 часов;
- среднее время восстановления, не более Тв=24 часов.
Надежность ИВК
Надежность уровня ИВК определяется как надежность оборудования сервера БД. Значения показателей надежности рекомендуется иметь не ниже заданных:
- коэффициент готовности не менее Кг = 0,99;
- среднее время восстановления не более Тв = 1 часа.
АИИС КУЭ предназначена для сбора, обработки, регистрации, передачи и хранения параметров информации энергопотребления, поступающих от счетчиков электроэнергии.
При расчете показателей надежности учитываются элементы АИИС КУЭ, отказы которых влияют на передачу данных.
Критерием отказа АИИС КУЭ является не предоставление коммерческой информации за одни сутки.
Интенсивность отказов указывается, как (λ) и означает число отказов за миллион часов работы λ,* 10-6/час.
Среднее время наработки компонента системы на отказ (То) - среднее время работы устройства между ремонтами (отказами). Выражается в часах, рассчитывается по формуле:
Среднее время восстановления компонента системы (Тв) - время восстановления работоспособного состояния объекта после отказа. Малое время простоя определяется наличием доступных запасных частей и высокой квалификацией персонала. Выражается в часах.
Коэффициент готовности (Кг) - отношение времени исправной работы компонента или системы к общему времени. Коэффициент готовности рассчитывается по формуле:
Программа обеспечения надежности
Согласно ГОСТ 27.002-2009 программа обеспечения надежности - документ, устанавливающий комплекс взаимосвязанных организационно-технических требований и мероприятий, подлежащих проведению на стадиях жизненного цикла АИИС КУЭ и направленных на обеспечение заданных требований к надежности и на повышение надежности.
Согласно ГОСТ 24.701-86 в состав работ по определению требуемого уровня надежности АИИС КУЭ входит:
- сбор данных о режимах и условиях работы объектов автоматизации;
- сбор данных о существующей системе технического обслуживания и ремонтов на объектах автоматизации;
- сбор данных о надежности объектов автоматизации;
- получение сведений о надежности технических средств, которые предполагаются к использованию в составе АИИС КУЭ;
- полученных данных;
- определение предварительных требований к надежности АИИС КУЭ;
- анализ функций АИИС КУЭ;
- составление перечня функций и видов их отказов, а также, при необходимости, перечня аварийных ситуаций в АИИС КУЭ, для которых будут нормироваться требования к надежности;
- выбор критериев отказов для указанных функций;
- выбор показателей надежности, предварительная оценка надежности АИИС КУЭ;
- определение требований к надежности АИИС КУЭ, вносимых в техническое задание;
- выбор методов оценки надежности АИИС КУЭ на дальнейших стадиях ее создания;
- утверждение программы обеспечения надежности АИИС КУЭ.
В состав работ по достижению требуемого уровня надежности АИИС КУЭ входят:
- Работы, выполняемые на стадии технического задания и технорабочего проекта;
- Работы, выполняемые на стадии ввода АИИС КУЭ в эксплуатацию;
- Работы, выполняемые на стадии сопровождения системы.
-Работы, выполняемые на стадиях проектирования
В состав работ по достижению требуемого уровня надежности, выполняемых на стадиях проектирования системы, должны входить:
- анализ надежности свойств различных вариантов построения АИИС КУЭ (предполагаемых составов комплекса технических средств, функциональной структуры системы);
- уточнение данных о надежности технических средств, выбранных для окончательного варианта АИИС КУЭ (запрос данных о надежности компонентов АИИС КУЭ у изготовителей);
- проектная оценка надежности АИИС КУЭ (расчет надежности системы);
- определение состава и квалификации персонала, обеспечивающего ремонт и эксплуатацию АИИС КУЭ.
- Работы, выполняемые на стадии ввода в эксплуатацию
В состав работ по достижению требуемого уровня надежности, выполняемых на стадии ввода АИИС КУЭ в действие, должны входить:
- Контроль за соблюдением заданных в техническом задании и рассчитанных в технорабочем проекте требований по надежности при поставке оборудования (контроль надежности компонентов системы по технической документации (сведения о поверке, штамп ОТК, дата изготовления)), выполнения монтажных работ и пуско-наладочных работ (контроль соответствия выполняемого монтажа проектным решениям по структуре и составу технических средств);
- составление инструкций для персонала;
- обучение персонала;
- сбор статистической информации о надежности АИИС КУЭ в условиях опытного функционирования, ее обработка и анализ, оценка надежности системы по полученной информации (экспериментальная оценка);
- уточнение (при необходимости) параметров технической эксплуатации АИИС КУЭ;
- уточнение (при необходимости) состава и функций персонала АИИС КУЭ, коррекция эксплуатационной документации.
- Работы, выполняемые на стадии сопровождения системы
В состав работ по достижению требуемого уровня надежности, выполняемых на стадии сопровождения АИИС КУЭ в действие, должны входить:
- сбор статистической информации о надежности АИИС КУЭ в условиях промышленного функционирования, ее обработка и анализ (анализ видов, последствий и критичности отказов – ведение формы АВПКО);
- расчет средней наработки до отказа для невосстанавливаемых элементов и средней наработки на отказ для восстанавливаемых элементов АИИС КУЭ на основании проведенного анализа;
- проведение плановых работ по обслуживанию системы (в том числе проведение периодических поверок средств измерений и АИИС КУЭ в целом, проведение технического обслуживания технических средств и программного обеспечения);
- разработка и реализация рекомендаций по повышению надежности АИИС КУЭ.
Вопрос состава, комплектования и поставки ЗИП для АИИС КУЭ определяется Заказчиком в процессе эксплуатации. Хранение комплекта ЗИП организуется на складе объекта.
Метрологическое обеспечение
Согласно принятой в ГОСТ Р 8.596-2002 классификации измерительных систем (далее ИС), АИИС КУЭ относится к группе ИС-2, как проектируемая для конкретного объекта, состоящая из компонентов выпускаемых различными изготовителями и принимаемая как законченное изделие непосредственно на объекте эксплуатации.
ИС-2 являются разновидностью средств измерений и на них распространяются все общие требования к средствам измерений.
Метрологическое обеспечение АИИС КУЭ включает:
- нормирование метрологических характеристик,
- расчет метрологических характеристик измерительных каналов на стадии проектирования;
- метрологическая экспертиза технической документации;
- разработка и аттестация методики измерений (МИ);
- испытания АИИС КУЭ в целях утверждения типа;
- поверка АИИС КУЭ;
- метрологический надзор за выпуском, монтажом, наладкой, состоянием и применением АИИС КУЭ, а так же метрологический надзор за выполнением МИ в процессе эксплуатации АИИС КУЭ.
Основной нормируемой характеристикой АИИС КУЭ является относительная погрешность измерений измерительного канала.
За погрешность измерений в точках измерения электроэнергии, согласно РД 34.11.114-98 принимают предел допускаемой относительной погрешности измерительного канала в рабочих условиях применения АИИС КУЭ и при доверительной вероятности, равной 0,95.
Пределы относительной погрешности измерительных каналов при измерениях электрической энергии (мощности) согласно РД 153-34.0-11.209-99 должны соответствовать приписанным значениям.
В таблице 8.1 представлен полный перечень измерительных каналов АИИС КУЭ с указанием состава оборудования, участвующего в процессе измерения.
Мероприятия по подготовке системы к вводу в эксплуатацию
Мероприятия по приемке АИИС КУЭ в эксплуатацию
Ввод системы в эксплуатацию рекомендуется производить этапами в порядке, установленном ГОСТ 34.601-90 «Автоматизированные системы стадии создания»:
- Подготовка объекта автоматизации к вводу АИИС КУЭ в действие.
- Подготовка персонала.
- Комплектация АИИС поставляемыми изделиями (программными и техническими средствами, программно-техническими комплексами, информационными изделиями).
- Строительно-монтажные работы.
- Пусконаладочные работы.
- Проведение испытаний АИИС КУЭ в рамках РРЭ.
Подготовка объекта автоматизации к вводу АИИС КУЭ в действие.
На данном этапе проводят работы по организационной подготовке объекта автоматизации к вводу АИИС КУЭ в действие, в том числе: реализацию проектных решений по организационной структуре АИИС; обеспечение подразделений объекта управления инструктивно-методическими материалами.
Подготовка персонала
На данном этапе проводят обучение персонала и проверку его способности обеспечить функционирование АИИС КУЭ.
Комплектация АИИС КУЭ
На этапе "Комплектация АИИС КУЭ поставляемыми изделиями (программными и техническими средствами, программно-техническими комплексами, информационными изделиями)" обеспечивают получение комплектующих изделий серийного и единичного производства, материалов и монтажных изделий. Проводят входной контроль их качества.
Строительно-монтажные работы
На данном этапе проводят: выполнение работ по монтажу технических средств и линий связи; испытание смонтированных технических средств; сдачу технических средств для проведения пусконаладочных работ.
Пусконаладочные работы
На этапе «Пусконаладочные работы» проводят автономную наладку технических и программных средств, загрузку информации в базу данных и проверку её ведения; комплексную наладку всех средств системы, формирование эксплуатационной документации.
Проведение испытаний на соответствие требованиям РРЭ
При приемке АИИС КУЭ в эксплуатацию необходимо руководствоваться ГОСТ 34.601 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания» и ГОСТ 34.602 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной системы».
Требования к программе и методике испытаний
«Программа и методика испытаний» должна соответствовать требованиям РД 50-34.698-90.
«Программа и методика испытаний» комплекса средств автоматизации проектирования на этапе опытного функционирования предназначена для установления технических данных, подлежащих проверке при испытании компонентов АС и комплекса средств автоматизации проектирования, а также порядок испытаний и методы их контроля.
"Программа и методика испытаний" системы (подсистемы) на этапе опытного функционирования предназначена для установления данных, обеспечивающих получение и проверку проектных решений, выявление причин сбоев, определение качества работ, показателей качества функционирования системы (подсистемы), проверку соответствия системы требованиям техники безопасности, продолжительность и режим испытаний.
Перечень проверок, подлежащих включению в программу испытаний, включает:
- соответствие системы ТЗ;
- комплектность системы;
- комплектность и качество документации;
- комплектность, достаточность состава и качество программных средств и программной документации;
- количество и квалификация обслуживающего персонала;
- степень выполнения требований функционального назначения системы;
- контролепригодность системы;
- выполнение требований техники безопасности, противопожарной безопасности, промышленной санитарии, эргономики;
- функционирование системы с применением программных средств.
Эксплуатация системы
Организация эксплуатации
Эксплуатация АИИС КУЭ осуществляется в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов и инструкций производителей технических средств (компонентов АИИС КУЭ) и инструкций и руководств на АИИС КУЭ в целом, включая программное обеспечение.
Численность, квалификация и функции персонала АИИС КУЭ
При формирования штата обслуживающего персонала, необходимо учесть следующие аспекты:
Эксплуатацию АИИС КУЭ должен осуществлять персонал в составе, не менее:
- Дежурный персонал объекта автоматизации (дежурный электрик, техник). В обязанности дежурного персонала входит периодический осмотр и обеспечение работы технических средств АИИС КУЭ, размещенных в электроустановках объекта автоматизации. Рекомендуема квалификация - электротехник, инженер-электрик. Наличие не ниже III группы до и выше 1000 В по электробезопасности в соответствие с ПОТ Р М-016-2001 (РД 153-34.0-03.150-00).
Специалисты, занимающиеся эксплуатацией АИИС КУЭ должны пройти курсы обучения:
Дежурный персонал - по работе со счетчиками электрической энергии;
Техническое обслуживание
Техническое обслуживание технических средств, входящих в состав АИИС КУЭ, производится в соответствии с требованиями эксплуатационной документации на технические средства (компоненты АИИС КУЭ).
В период гарантийного обслуживания, работы по техническому обслуживанию системы выполняет организация поставщик технических средств. В период пост-гарантийного обслуживания, техническое обслуживание системы выполняется персоналом предприятия или организацией заключившей договор на обслуживание системы и имеющей лицензии на данный вид деятельности.
Периодическая поверка средств измерений, используемых для коммерческого учета электроэнергии, должна производиться в сроки, установленные Росстандартм, и осуществляется организациями, имеющими лицензии на данный вид работ (уполномоченными в Росстандарте).
Требования к охране труда и технике безопасности
К эксплуатации технических средств АИИС КУЭ допускают лиц, имеющих квалификационную группу по электробезопасности не ниже III и обученных к проведению измерений электроэнергии и мощности с использованием АИИС КУЭ.
При эксплуатации и техническом обслуживании АИИС КУЭ должны выполняться организационные и технические мероприятия по обеспечению безопасности работ в соответствии с РД 153-34.0-03.150-00. |
Автоматизация и диспетчеризация инженерных систем |
| | | AngelOfIce | Дата: 30.10.2015, в 11:48 | Сообщение №3 |
ГостьПользователь №: 1994
Сообщений: 1
| | не всматриваясь в текст могу сразу сказать что правила безопасности на которые в данном тексте ссылаетесь являются не действительными с 2014 года. |
| | | TheBest | Дата: 31.10.2015, в 15:47 | Сообщение №4 | 
Активный участникПользователь №: 827
Сообщений: 219
| | В целом неплохая пояснительная записка по АСКУЭ, а то что какие-то нормативные документы устарели, так это нормально... |
| | | Проектировщик | Дата: 18.11.2015, в 15:01 | Сообщение №5 |
Активный участникПользователь №: 1479
Сообщений: 139
| Выполню проект АСКУЭ – автоматизированная система коммерческого учёта энергоресурсов.
- проектирование объектов любой сложности.
- опыт проектирования более 6 лет.
e-mail: askuaa@mail.ru |
| | |
Вы не можете ответить в тему анонимно, пожалуйста, войдите или зарегистрируйтесь!
|
|
