Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ДМЗ"
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДМЗ» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трёх 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 № 28822-05), 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 АИИС КУЭ, автоматизированное рабочее место (АРМ) диспетчера АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени (УСВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
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.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы УСПД, где производится обработка измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), сбор и хранение результатов измерений.
Сервер АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующая передачу информации в ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Доступ к информации, хранящейся в базе данных сервера, осуществляется через АРМ диспетчера АИИС КУЭ.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы устройства синхронизации времени УСВ-1, УСПД, сервера АИИС КУЭ и счетчиков. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав УСВ-1 входит GPS-приемник.
Сравнение показаний часов УСВ-1 и сервера АИИС КУЭ осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-1 и сервера АИИС КУЭ осуществляется один раз в час вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-1 и сервера АИИС КУЭ.
Сравнение показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов УСПД и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и УСПД происходит при каждом обращении к счетчику, но не реже одного раза в 30 минут, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и УСПД на величину более чем ± 2 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят метрологически значимые модули 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 - Метрологически значимые модули ПО «Пирамида 2000»
| Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| BLD.dll | 8 | 58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 | MD5 |
| cachect.dll | 7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d | ||
| Re-gEvSet4tm.dll | 3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| caches 1.dll | 8 | b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb | MD5 |
| cacheS10.dll | 6802cbdeda81efea2b 17145ffl22efOO | ||
| siconsl0.dll | 4b0ea7c3e50a73099fc9908fc785cb45 | ||
| sicons50.dl | 8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 | ||
| comrs232.dll | bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf | ||
| dbd.dll | feO5715defeec25eO62 245268ea0916a | ||
| ESClient_ex.dll filemap.dll | 27c46d43bllca3920c f2434381239d5d | ||
| C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e | |||
| plogin.dll | 40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2 - Состав ИИК АИИС КУЭ
| № ИИК | Наименование объекта | Состав ИИК | Вид элек-троэнер-гии | ||||
| ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | ИВК | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1 | РП-1 10кВ, РУ-10кВ, 1 с.ш. 10кВ, яч. 7 | ТПОЛ-10 Кл.т 0,5 Ктт-600/5 А Зав. № 923 С Зав. № 899 Г осреестр № 1261-08 | НТМИ-10-66 Кл.т 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 2121 Г осреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110063163 Г осреестр № 27524-04 | СИКОН С70 Зав. № 01702 Госреестр № 28822-05 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Госреестр №: 29484-05 | Активная Реактивная |
| 2 | РП-1 10кВ, РУ-10кВ, 2 с.ш. 10кВ, яч. 18 | ТПОЛ-10 Кл.т 0,5 Ктт-600/5 А Зав. № 961 С Зав. № 946 Г осреестр № 1261-08 | НТМИ-10-66 Кл.т 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 89 Г осреестр № 831-69 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110061124 Г осреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | ||
| 3 | РП-2 10кВ, РУ-10кВ, 1 с.ш. 10кВ, яч. 15 | ТОЛ-10-I Кл.т 0,5 Ктт-800/5 А Зав. № 4538 С Зав. № 4535 Г осреестр № 15128-07 | НАМИ-10 Кл.т 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 1944 Г осреестр № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110061222 Г осреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | ||
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 4 | РП-2 10кВ, РУ-10кВ, 2 с.ш. 10кВ, яч. 20 | ТОЛ-10 Кл.т 0,5 Ктт-800/5 А Зав. № 54182 С Зав. № 54202 Г осреестр № 6009-77 | НАМИ-10 Кл.т 0,5 Ктн=10000/100 Зав. № 2063 Г осреестр № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110063001 Г осреестр № 27524-04 | СИКОН С70 Зав. №01702 Госреестр № 28822-05 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Госреестр №: 29484-05 | Активная Реактивная |
| 5 | РП-4 10кВ, РУ-10кВ, 1 с.ш. 10кВ, яч. 5 | ТОЛ-10 Кл.т 0,5 Ктт-400/5 А Зав. № 50206 С Зав. № 49307 Г осреестр № 6009-77 | ЗНОЛ.06 Кл.т 0,5 Ктн=10000/^3/100/^ 3 Зав. № 10749 Зав. № 10523 Зав. № 10754 Г осреестр № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110063057 Г осреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | ||
| 6 | РП-4 10кВ, РУ-10кВ, 2 с.ш. 10кВ, яч. 10 | ТОЛ-10 Кл.т 0,5 Ктт-400/5 А Зав. № 50530 С Зав. № 49968 Г осреестр № 6009-77 | ЗНОЛ.06 Кл.т 0,5 Ктн=10000/^3/100/^ 3 Зав. № 7464 Зав. № 10676 Зав. № 10834 Г осреестр № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110062077 Г осреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | ||
| 7 | ЦРП-6кВ, РУ-6кВ, 2 с.ш. 6кВ, яч.8 ф. 12 | ТПОЛ-10 Кл.т 0,5 Ктт-100/5 А Зав. № 4818 С Зав. № 4454 Г осреестр № 1261-08 | ЗНОЛ.06 Кл.т 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3 Зав. № 4883 Зав. № 4818 Зав. № 4826 Г осреестр № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110062091 Г осреестр № 27524-04 | Активная Реактивная | ||
| 8 | ЦРП-6кВ, РУ-6кВ, 1 с.ш. 6кВ, яч.1 ф. 14 | ТПОЛ-10 Кл.т 0,5 Ктт-200/5 А Зав. № 6698 С Зав. № 6696 Г осреестр № 1261-08 | ЗНИОЛ.06 Кл.т 0,5 Ктн=6000/^3/100/^3 Зав. № 000159 Зав. № 000163 Зав. № 000165 Г осреестр № 25927-09 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 0110063156 Г осреестр № 27524-04 | Активная Реактивная |
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ
| Номер ИИК | COSф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | I100 %— I изм— I 120 % | ||
| 1 - 8 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
| 0,9 | - | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 | |
| 0,8 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 | |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 | |
| 0,5 | - | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 | |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % | |||
| I1(2)— I изм< I 5 % | I5 %— I изм< I 20 % | I 20 %— I изм< I 100 % | 1100 %— I изм— I 120 % | ||
| 1 - 8 (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)%P и 51(2)%q для созф=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 5i(2)%P и 51(2)%q для созф<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^Uhom до 1,02-Uhom;
- сила тока от Ihom до 1,2^Ihom, cos9=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/Uhom до 1,1-Uhom;
- сила тока от 0,05 Ihom до 1,2 Ihom;
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 электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
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 1. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Лист № 6
Всего листов 8
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее
90000 часов;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
- УСПД 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.
в журнале УСПД:
- - параметрирования;
- - пропадания напряжения;
- - коррекции времени в счетчике и УСПД;
- - пропадание и восстановление связи со счетчиком
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД(функция автоматизирована);
- ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - 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 АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Тип | Кол. |
| Трансформатор тока | ТОЛ 10-I | 2 |
| Трансформатор тока | ТПОЛ-10 | 8 |
| Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 6 |
| Трансформатор напряжения | НТМИ-10-66 | 2 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 9 |
| Трансформатор напряжения | ЗНИОЛ.06 | 3 |
| Счетчик электроэнергии | СЭТ-4ТМ.03.01 | 8 |
| УСПД | СИКОН С70 | 1 |
| Устройство синхронизации системного времени | УСВ-1 | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 2200 VA | 2 |
| Сервер АИИС КУЭ ОАО «ДМЗ» | Front Rack | 1 |
| Сервер БД | Front Rack 236.14 | 1 |
| Коммутатор | MOXA EDS-208 | 1 |
| Модем | AnCom ST/A000C/310/D15 | 1 |
| Методика поверки | МП 1698/550-2013 | 1 |
| Паспорт-формуляр | САИМ 425210.014.000 ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1698/550-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДМЗ». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2013 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10.09.2004;
- УСПД СИКОН С70 - по методике поверки по методике ВЛСТ 220.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- ИКМ «Пирамида» - по документу «Комплексы информационно-вычислительные ИКМ «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 230.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2004 г.;
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 (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ДМЗ». Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 1314/550-01.00229-2013 от 30.09.2013 г.
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.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.