Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Юго-Западный" ОАО "Оборонэнерго", Тамбовская область-2)

Основные
Тип
Межповерочный интервал / Периодичность поверки 4 года

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Юго-Западный» ОАО «Оборонэнерго», Тамбовская область-2) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии (мощности), сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов, а так же передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (далее по тексту - ИИК) АИИС КУЭ включают в себя следующие уровни:

Первый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы тока (далее по тексту -ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее по тексту - ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии (далее по тексту - Сч или Счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

Второй уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя: сервер сбора данных, сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени; автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе персональных компьютеров (далее по тексту - ПК); каналообразующую аппаратуру; средства связи и передачи данных, программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».

В качестве Сервера баз данных (далее Сервер БД) используется сервер SuperMicro SC826A, в качестве Сервера сбора данных (далее Сервер СД), используется сервер ProLiant DL180 G6. Устройством синхронизации времени на уровне ИВК выступает УСВ-2 (Госреестр № 41681-10). Данное оборудование установлено в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «Оборонэнергосбыт».

Принцип действия:

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчиков электроэнергии. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности, которые усредняются за 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.

Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Сервер СД периодичностью один раз в сутки, либо по запросу администратора АИИС КУЭ, посредством технологии TCP/IP и GPRS (основной вид связи) или в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD (резервный вид связи) через GSM-Коммуникатор С-1.02 (производства ННПО им. М.В. Фрунзе), опрашивает ИИК и считывает с них 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения фиксируются и записываются в базу данных.

Сервер СД осуществляет передачу информации на Сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межмашинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Оборонэнергосбыт». На уровне ИВК (Серверами СД и БД) выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.

Один раз в сутки (или по запросу) Сервер БД ИВК автоматически формирует файл отчета с результатами измерений, в формате ХМЬ (регламентируются Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и вередния реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности), и автоматически передает его в интегрированную автоматизированную систему управления коммерческим учетом (ИАСУ КУ) ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС», а так же смежному субъекту оптового рынка электроэнергии.

Каналы связи не вносят дополнительных погрешностей в измеренные значения энергии и мощности, которые передаются от счетчиков в ИВК, поскольку используется цифровой метод передачи данных.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая формируется на всех уровнях системы. Для синхронизации шкалы времени в состав ИВК (на каждый сервер) входят устройства синхронизации системного времени типа УСВ-2. Устройство синхронизации системного времени синхронизируют часы по сигналам времени, получаемых от GPS/ГЛОНАСС приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации выходного импульса 1 Гц к шкале координирования времени иТС составляют не более ± 0,01 с.

Серевер СД и Сервер БД уровня ИВК, периодически, но не реже 1 раза в час, сравнивает свое системное время с временем УСВ-2, в случае расхождения превышающие ± 1 с производит коррекцию в соответсвии с временем УСВ-2.

Сравнение времени счетчиков производит непосредственно Сервер СД ИВК при ежедневном сеансе связи. Корректировка времени проводится при расхождении показаний часов ± 2 с, но не чаще одного раза в сутки.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Программное обеспечение

На уровне ИВК АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» (Госрееср №21906-11), в состав которого входят метрологически значимые библиотеки, указанные в таблицах 1 - 9. ПО «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».

Идендификационны данные программного обеспечения АИИС КУЭ приведены в таблицах

1 - 9.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета»_

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcClients.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

e55712d0b1b219065d63da949114dae4

Таблица 2 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета небаланса энергии/мощности»_

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcLeakage.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

3 ef7fb23 cf160f566021bf19264ca8d6

Таблица 3 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах»_

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

CalcLosses.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac

Таблица 4 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

Metrology.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83

Таблица 5 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе»_

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParseBin.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

6f557f885b737261328cd77805bd1ba7

Таблица 6 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК»_

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParseIEC.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f

Таблица 7 - Идентификационные данные ПО «Пирам физических величин, передаваемых по протоколу Mod

да 2000» - «Модуль обработки значений bus»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

ParsePiramida.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f

Таблица 8 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации»

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

SynchroNSI.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

530d9b0126f7cdc23 ecd814c4eb7ca09

Таблица 9 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» - «Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени»_

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование ПО

VerifyTime.dll

Номер версии (идентификационный номер) ПО

3

Цифровой идентификатор ПО (MD5)

1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75

ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав первого уровня ИИК АИИС КУЭ приведен в таблице 10.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в таблице 11.

Таблица 10 - Состав первого уровня ИИК АИИС КУЭ

ИИК

Наименование ИИК

Состав первого уровня ИИК

Вид

энергии

Трансформатор

тока

Трансформатор

напряжения

Счётчик

электрической

энергии

1

2

3

4

5

6

1

ЦРП 6/0,4 кВ, РУ-6 кВ, яч. №11

ТВЛМ-10 кл.т 0,5 Ктт = 200/5 Зав. № 1001; 1002 Госреестр № 1856-63

НТМИ-6-66 кл.т 0,5 Ктн = 6000/100 Зав. № 12235 Госреестр № 2611-70

ПСЧ-4ТМ.05МК кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1110110369 Госреестр № 46634-11

активная,

реактивная

2

ЦРП 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-2 ввод 0,4 кВ

Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 600/5 Зав. № 229015; 229016; 229014 Госреестр № 52667-13

-

ПСЧ-4ТМ.05МК кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1110130057 Госреестр № 46634-11

активная,

реактивная

1

2

3

4

5

6

3

ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-1 ввод 0,4 кВ

Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 310287; 310296; 311635 Госреестр № 52667-13

-

ПСЧ-4ТМ.05МК кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1110130141 Госреестр № 46634-11

активная,

реактивная

4

ТП-1 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, Т-2 ввод 0,4 кВ

Т-0,66 кл.т 0,5S Ктт = 400/5 Зав. № 310294; 310297; 310290 Госреестр № 52667-13

-

ПСЧ-4ТМ.05МК кл.т 0,5S/1,0 Зав. № 1110130134 Госреестр № 46634-11

активная,

реактивная

Таблица 11 - Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погреш измерении активной электрической энерги условиях эксплуатации АИИС КУЭ (

ности ИК при и в рабочих ;б), %

§5 %,

§20 %,

§100 %■,

1-1(2)% £ I изм< I 5 %

I5 %£I изм<1 20 %

I20 %£1изм<1100%

I100 %£1изм£1120%

1

(Сч. 0,5S; ТТ 0,5; ТН 0,5)

1,0

-

±2,2

±1,6

±1,5

0,9

-

±2,6

±1,8

±1,6

0,8

-

±3,2

±2,1

±1,8

0,7

-

±3,8

±2,3

±2,0

0,5

-

±5,7

±3,2

±2,6

2 - 4

(Сч. 0,5S; ТТ 0,5S)

1,0

±2,3

±1,5

±1,4

±1,4

0,9

±2,7

±1,7

±1,5

±1,5

0,8

±3,2

±2,0

±1,6

±1,6

0,7

±3,8

±2,3

±1,8

±1,8

0,5

±5,5

±3,2

±2,3

±2,3

Номер ИК

cos9

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ (5), %

51(2)%,

§5 %,

§20 %,

§100 %,

I1(2)% £ 1 изм< 1 5 %

I5 %£I изм<1 20 %

I20 %£1изм<1100%

I100 %£1изм£1120%

1

(Сч. 1,0; ТТ 0,5; ТН 0,5)

0,9

-

±7,1

±4,0

±3,1

0,8

-

±5,1

±3,0

±2,5

0,7

-

±4,3

±2,6

±2,3

0,5

-

±3,5

±2,3

±2,1

2 - 4 (Сч. 1,0; ТТ 0,5S)

0,9

±11,6

±4,5

±2,9

±2,7

0,8

±8,7

±3,5

±2,4

±2,3

0,7

±7,4

±3,1

±2,2

±2,1

0,5

±6,2

±2,7

±2,0

±2,0

Ход часов компонентов АИ

ИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.

Примечания:

1    Характеристики относительной погрешности ИИК АИИС КУЭ даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин);

2    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005;

4    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 10. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение от 0,98-Цном до 1,02-Цном;

-    сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;

-    температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.

Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение питающей сети 0,85-Цном до 1,1-Ином,

-    сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном;

-    температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 °С до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05МК - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;

-    промышленные серверы SuperMicro SC826A и HP ProLiant DL180 G6 - средний срок службы 20 лет.

Надежность системных решений:

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью протоколов IP/TCP и протоколов модемной связи с помощью технологии GSM.

Защищенность применяемых компонентов:

-    наличие механической защиты от несанкционированного доступа (пломбирование) счетчика.

-    наличие защиты на программном уровне (разграничение прав доступа посредством установки паролей на счетчике и на серверах)

Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована).

-    серверах уровня ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - тридцатиминутные приращения электропотребления (выроботки) активной и рекативной в двух направлениях не менее 45 суток, при отключении питания - не менее 10 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 12.

Таблица 12 - Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Тип

Кол.

Трансформатор тока

ТВЛМ-10

2

Трансформатор тока

Т-0,66

9

Трансформатор напряжения

НТМИ-6-66

1

Счетчик электрической энергии

ПСЧ-4ТМ.05МК

4

Сервер СД

ProLiant DL180 G6

1

Сервер БД

SuperMicro SC826A

1

Устройство синхронизации времени

УСВ-2

2

Методика поверки

РТ-МП-2749-500-2015

1

Паспорт - формуляр

150615/550-2015 ПФ

1

Поверка

осуществляется по документу РТ-МП-2749-500-2015 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Юго-Западный» ОАО «Оборонэнерго», Тамбовская область-2). Методика поверки», утвержденному ФБУ «Ростест-Москва» 10.11.2015 г..

Знак поверки, в виде оттиска поверительного клейма, наносится на свидетельство о поверке. Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков ПСЧ.4ТМ.05МК - по документу «Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1, утвержденной ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»;

-    ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС»;

-    УСВ-2 - по документу ВЛСТ 237.00.000МП «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ;

-    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 и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Юго-Западный» ОАО «Оборонэнерго», Тамбовская область-2). Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений 1874/550-01.00229-2015 от 10.11.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Юго-Западный» ОАО «Оборонэнерго», Тамбовская область-2)

1.    ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

2.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

3.    ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Развернуть полное описание