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».
62959-15: Описание типа СИСкачать119.1 Кб