Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) БП «Красный Октябрь» - ЗАО Управляющая компания «Эстейт Инвест» Д. У. ЗПИФ недвижимости «Берсеньевский» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ выполненная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:
1-ый уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2-ой уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД) СИКОН С70 (Госреестр № 2882205), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер баз данных (СБД) АИИС КУЭ, автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть программного обеспечения (ПО) «Пирамида 2000. АРМ».
В качестве СБД используется сервер HP ProLiant DL120G7. СБД установлен в центре
сбора и обработки информации (ЦСОИ) ЗАО «Контракт ПМ».
АИИС КУЭ решает следующие задачи: периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех ИИК;
хранение результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);
передача результатов измерений в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ; конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);
Принцип действия:
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
В помещении дежурного в здании по адресу Болотная наб., д. 7, стр. 2 установлен УСПД, который один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивает счетчики, также в нем осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчике коэффициенты трансформации выбраны равные 1, так как это позволяет производить замену вышедших из строя приборов учета без их предварительного конфигурирования) и хранение измерительной информации. СБД АИИС КУЭ с периодичностью один раз в сутки по GSM-каналу опрашивает УСПД и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий.
Считанные значения записываются в базу данных (под управлением СУБД MS SQL Server).
СБД АИИС КУЭ производит вычисление получасовых значений электроэнергии на основании считанного профиля мощности, в автоматическом режиме один раз в сутки считывает из базы данных получасовые значения электроэнергии, формирует и отправляет по выделенному каналу связи отчеты в формате XML всем заинтересованным субъектам.
АРМ, установленные в ЦСОИ ЗАО «Контракт ПМ», считывают данные об энергопотреблении с сервера по сети Ethernet.
Лист № 3 Всего листов 9
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы счетчиков,
УСПД, СБД АИИС КУЭ. Источником сигналов точного времени служит NTP-сервер точного
времени ФГУП «ВНИИФТРИ», к которому через корпоративную сеть передачи данных ЗАО
«Контракт ПМ» подключён СБД АИИС КУЭ.
Сравнение показаний часов СБД АИИС КУЭ и NTP-сервера происходит один раз в час. Синхронизация осуществляется независимо от расхождения показаний часов СБД АИИС КУЭ и NTP-сервера.
Сравнение показаний часов УСПД и СБД АИИС КУЭ происходит один раз в сутки, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и СБД АИИС КУЭ на величину более чем ± 1 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит один раз в сутки, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ± 1 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы указанные в таблице 1. «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Идентификационные данные 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 «Пирамида 2000» | модуль, объединяющий драйвера счетчиков | BLD.dll | 20.02.2010 | 7f25c98597e4995b240cf0ff5 6873de2 | MD5 |
| драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ | Re- gEvSet4tm.dll | 2db185827990dd5b428e94 b90256dacb |
| драйвера кэширования и опроса данных контроллеров | caches 1.dll | 894b8c21b66f4b6bcbb552e8 cd8fb269 |
| cacheS10.dll | 3030e2cd1386b8fb67288c4 4a5ab9ea8 |
| siconsl0.dll | c191b0eed242c1d8dd3 faac bf1b94244 |
| sicons50.dll | 1295d3022b6dc99c497a4c9f 1ffe6402 |
| dbd.dll | 85eracef6ec2c930f63eb848 44c0fcb9 |
| ESClient_ex.dll | d8ab819504d9ccd 146fb4b8 db9155391 |
| plogin.dll | f3c661ca0d4620353911aa0 667d2d814 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.
Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ приведен в Таблице 2. Метрологические характеристики АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| к к % | Наименование объекта | Состав ИИК | Вид электро энергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счётчик электрической энергии | ИВКЭ | ИВК |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | РТП-653 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. 12 | ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 01923 Зав. № 01912 Г осреестр № 814-53 | НТМИ-6 кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7454 Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603121218 Госреестр № 36355-07 | СИКОН С70 Зав. № 06659 Госреестр № 28822-05 | HP ProLiant DL120G7 Зав. № CZ22310610 | активная реактивная |
| 2 | РТП-653 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. 14 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 37842 Зав. № 38674 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6 кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7454 Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603121299 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 3 | РТП-653 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. 16 | ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 01916 Зав. № 02123 Госреестр № 814-53 | НТМИ-6 кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7454 Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603121327 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 4 | РТП-653 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. 11 | ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 01919 Зав. № 02098 Госреестр № 814-53 | НТМИ-6 кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7454 Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603121547 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 5 | РТП-653 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. 13 | ТПФ Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 76786 Зав. № Я 15694 Госреестр № 814-53 | НТМИ-6 кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7454 Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603121411 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 6 | РТП-653 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. 15 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 75/5 Зав. № 982 Зав. № 912 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6 кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 7454 Госреестр № 831-53 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603121590 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 7 | РТП-568 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. 8 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 37846 Зав. № 38672 Госреестр № 1276-59 | НТМИ-6-66 кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 552 Госреестр № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603121604 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 8 | РТП-568 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. 9 | ТПЛ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 19915 Зав. № 31017 Г осреестр № 1276-59 | НТМИ-6-66 кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 170 Госреестр № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603121583 Госреестр № 36355-07 | СИКОН С70 Зав. № 06659 Госреестр № 28822-05 | HP ProLiant DL120G7 Зав. № CZ22310610 | активная реактивная |
| 9 | РТП-568 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. 23 | ТПЛ Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 393 Зав. № 395 Госреестр № 47958-11 | НТМИ-6-66 кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 471 Госреестр № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603121887 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
| 10 | РТП-568 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. 24 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 100/5 Зав. № 54989 Зав. № 37879 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6-66 кл. т. 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 471 Госреестр № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0603121446 Госреестр № 36355-07 | активная реактивная |
Таблица 3
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % |
| I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | О < 2 к V£ | 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | I100 %£ 1 изм£ 1 120 % |
| 1 - 10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 |
| 0,7 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
| 0,5 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 |
| Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % |
| I1(2)£ 1 изм< 1 5 % | I5 %£ 1 изм< 1 20 % | 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | 20 К V£ 0 0 |
| 1 - 10 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | - | ±7,2 | ±4,0 | ±3,1 |
| 0,8 | - | ±5,2 | ±3,1 | ±2,6 |
| 0,7 | - | ±4,3 | ±2,7 | ±2,3 |
| 0,5 | - | ±3,5 | ±2,3 | ±2,1 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%р и 51(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%р и 51(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2. Характеристики относительной погрешности ИИК 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-Ином до 1,02-Ином;
• сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9-Ином до 1,1-Ином,
• сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) 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:
• счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД Тв < 2 часа;
• для сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ 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, УССВ, УСПД, сервере, АРМ;
• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
• защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчика следующих событий
• фактов параметрирования счетчика;
• фактов пропадания напряжения;
• фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• УСПД (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• УСПД СИКОН С70 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;
• 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 АИ-
ИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4. Таблица 4
| Наименование | Тип | Кол. |
| Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 4 |
| Трансформатор тока | ТПФ | 2 |
| Трансформатор тока | ТПЛ-10 | 6 |
| Трансформатор тока | ТПЛ | 2 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6 | 1 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 3 |
| Электросчетчик | ПСЧ-4ТМ.05М | 10 |
| УСПД | СИКОН С70 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC 500 | 1 |
| GSM модем | Teleofis RX100-R2 | 3 |
| Преобразователь RS-232/Ethernet | Moxa NPort 5410 | 1 |
| Сервер | HP ProLiant DL120G7 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 1000 RM 2U | 1 |
| Паспорт - формуляр | ЭССО.411711.АИИС.240 | 1 |
| Методика поверки | МП 1643/550-2013 | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1643/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) БП «Красный Октябрь» - ЗАО Управляющая компания «Эстейт Инвест» Д.У. ЗПИФ недвижимости «Берсеньевский». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 30 августа 2013 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
Лист № 9 Всего листов 9
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) БП «Красный Октябрь» - ЗАО Управляющая компания «Эстейт Инвест» Д.У. ЗПИФ недвижимости «Берсеньевский»». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0229/2012-01.00324-2011 от 08.11.2012 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ БП «Красный Октябрь» - ЗАО Управляющая компания «Эстейт Инвест» Д.У. ЗПИФ недвижимости «Берсеньевский»
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.
6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности
0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
