Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Оборонэнергосбыт" (по сетям филиала "Южный" ОАО "Оборонэнерго", г. Волжский, объект №1; г. Волгоград, объект №3)

Основные
Тип
Год регистрации 2013
Дата протокола Приказ 380 п. 24 от 11.04.2013
Класс СИ 34.01.04
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Южный» ОАО «Оборонэнерго», г. Волжский, объект №1; г. Волгоград, объект №3) (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, потребленной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации в ОАО «АТС» и другие заинтересованные организации оптового рынка электроэнергии.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1 уровень - информационно-измерительный комплекс (ИИК), трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 19832001, счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2 уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер сбора данных (СД) регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Волгоград HP Proliant DL180R06, основной и резервный серверы баз данных (БД) ОАО «Оборонэнергосбыт» г. Москва SuperMicro 6026T-NTR+, устройства синхронизации времени УСВ-2, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

Первичные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков через GSM-сеть поступает на уровень ИВК регионального отделения ОАО «Оборонэнергосбыт». Сервер СД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации на сервер БД по протоколу «Пирамида» посредством межма-

шинного обмена через распределенную вычислительную сеть ОАО «Обороэнергосбыт». При отказе основного канала сервер переключается на резервный. Резервный канал организован по технологии CSD. В качестве устройства передачи данных используется GSM/GPRS-модем Teleofis RX100R. На сервере БД осуществляется хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации от сервера БД в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие заинтересованные организации осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов в соответсвии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК (сервера СД). АИИС КУЭ оснащена устройствами синхронизации времени на основе УСВ-2, синхронизирующих собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS/ GLONASS -приемника, входящего в состав УСВ-2. Погрешность синхронизации не более ±0,35 с. Часы сервера БД синхронизируются по времени часов УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Часы сервера СД синхронизируются по времени часов УСВ-2, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами сервера СД производится каждый сеанс связи со счетчиками (не реже 1 раза в сутки). Корректировка часов счетчиков осуществляется при расхождении с часами сервера СД вне зависимости от наличия расхождения, но не реже чем 1 раз в сутки. Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Южный» ОАО «Оборон-энерго», г. Волжский, объект №1; г. Волгоград, объект №3) используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. 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 ПО «Пирамида 2000».

Таблица 1 — Идентификационные данные ПО

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета

CalcClients.dll

3

e55712d0b1b2190 65d63da949114da e4

MD5

Модуль расчета небаланса энергии/мощности

CalcLeak-age.dll

3

b1959ff70be1eb1 7c83f7b0f6d4a13

2f

MD5

Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах

CalcLosses.dll

3

d79874d10fc2b15 6a0fdc27e1ca480a

c

MD5

Общий модуль, содержащий функции, используемые при

Metrology.dll

3

52e28d7b608799b b3ccea41b548d2c

MD5

1

2

3

4

5

вычислениях различных значений и проверке точности вычислений

83

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе

ParseBin.dll

3

6f557f885b73726 1328cd77805bd1b a7

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК

ParseIEC.dll

3

48e73a9283d1e66

494521f63d00b0d

9f

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus

ParseMod-bus.dll

3

c391d64271acf40 55bb2a4d3fe1f8f4 8

MD5

Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида

ParsePira-mida.dll

3

ecf532935ca1a3fd

3215049af1fd979f

MD5

Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации

Syn-chroNSI.dll

3

530d9b0126f7cdc 23ecd814c4eb7ca 09

MD5

Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени

VerifyTime.dll

3

1ea5429b261fb0e 2884f5b356a1d1e 75

MD5

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие 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 «ВНИ-ИМС».

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 ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» по МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Таблица 2 — Состав измерительных каналов АИИС КУЭ

Состав измерительного канала

Вид электро энергии

Метре чески рактерт

И

логи-е ха-

1 стики К

№ п/п

Номер точки измерений

Наименование объекта

ТТ

ТН

Счетчик

ИВК

Основ ная погрешность, %

По-греш ность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

г. Волжский, объект №1

1

1

ТП-127 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т1

ТТЭ Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 0015 Зав. № 0013 Зав. № 0016

_

ПСЧ-4ТМ.05МК .04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105120887

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

2

2

КТП-513 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,ввод 0,4 кВ тр-ра

Т1

ТТИ-А Кл.т. 0,5 200/5

Зав. № S0176 Зав. № S1890

Т-0,66 М У3 Кл.т. 0,5 200/5

Зав. № 668192

_

ПСЧ-4ТМ.05МК .04

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105120692

HP Proliant DL180 R06 Зав. №

CZJ240 00S9

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

3

3

КТП-509 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,ввод 0,4 кВ тр-ра

Т1

ТТЭ

Кл.т. 0,5 400/5 Зав. № 0028 Зав. № 0009 Зав. № 0027

_

ПСЧ-4ТМ.05МК .04 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105120711

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

Продолжение Таблицы 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

4

4

КТП-509 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ,ввод 0,4 кВ тр-ра Т2

Т-0,66

Кл.т. 0,5 200/5 Зав. № 007037 Зав. № 007006 Зав. № 007009

_

ПСЧ-4ТМ.05МК .04

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105120824

HP Proliant DL180 R06 Зав. № CZJ240 00S9

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

5

5

ТП-81 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, ввод 0,4 кВ тр-ра Т1

ТТИ-А Кл.т. 0,5 200/5

Зав. № S0163 Зав. № S0169 Зав. № S0167

_

ПСЧ-4ТМ.05МК .04

Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 1105120779

Активная

Реактивная

±1,0

±2,1

±3,2

±5,6

г. Волгоград, объект №3

6

1

КРН 10 кВ в/ч 06728, на отходящем фидере к РУ-10 кВ

ТВК-10 УХЛ3

Кл.т. 0,5 150/5 Зав. № 03364 Зав. № 03770

НТМИ-10-66 У3

Кл.т. 0,5 10000/100

Зав. № 1676

СЭТ-4ТМ.03М Кл.т. 0,2S/0,5 Зав. № 0803122654

HP Proliant DL180 R06 Зав. № CZJ240 00S9

Активная

Реактивная

±1,1

±2,3

±3,0

±4,7

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовой);

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

3. Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО;

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uh; ток (1,0 - 1,2) Ih; cosф = 0,9инд.;

- температура окружающей среды: (20±5) °С;

5. Рабочие условия эксплуатации:

- параметры сети для ИК: напряжение - (0,98 - 1,02) ином; ток - (1 - 1,2) 1ном; частота - (50±0,15) Гц; cosф=0,9инд;

- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) UH1; диапазон силы первичного тока - (0,05 - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosф(sinф) 0.5 -1,0 (0,87 - 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

- допускаемая температура окружающего воздуха для трансформаторов от минус 40 °С до + 50°С; для счетчиков от минус 40 °С до + 60 °С;

- магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

6. Погрешность в рабочих условиях указана для тока 0,02 (0,05) 1ном, cosф = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 °С до + 40 °С;

7. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52425-2005.

8. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 7 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Допускается замена сервера СД и УСВ на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Южный» ОАО «Оборонэнерго», г. Волжский, объект №1; г. Волгоград, объект №3) порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

9. Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральиный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 165 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее

Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 2 ч;

- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 ч, среднее время

восстановления работоспособности tв = 0,5 ч.

Надежность системных решений:

- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника беспе

ребойного питания;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

В журналах событий фиксируются факты:

- журнал счётчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал сервера:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике и ИВК;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчётчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- сервера;

- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирова-нии:

- электросчетчика;

- сервера.

Возможность коррекции времени в:

- электросчетчиках (функция автоматизирована);

- ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

- о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

- измерений 30 мин (функция автоматизирована);

- сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- Сервер АИИС - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Южный» ОАО «Оборонэнерго», г. Волжский, объект №1; г. Волгоград, объект №3) типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектую-

щие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 — Комплектность АИИС КУЭ

Наименование

Госреестр №

Кол-во, шт.

Трансформатор тока типа ТТЭ

32501-08

6

Трансформатор тока типа ТТИ-А

28139-07

5

Трансформатор тока типа Т-0,66 М У3

17551-06

1

Трансформатор тока типа Т-0,66

47176-11

3

Трансформатор тока типа ТВК-10 УХЛ3

8913-82

2

Трансформатор напряжения типа НТМИ-10-66 У3

831-69

1

Счетчик электрической энергии ПСЧ-4ТМ.05МК.04

46634-11

5

Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М

36697-12

1

Методика поверки

_

1

Формуляр

_

1

Руководство по эксплуатации

_

1

Поверка

осуществляется по документу МП 53204-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» ((по сетям филиала «Южный» ОАО «Оборонэнерго», г. Волжский, объект №1; г. Волгоград, объект №3). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Курский ЦСМ» в октябре 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

• СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ;

• ПСЧ-4ТМ.05МК.04 - по документу «Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05МК. Руководство по экусплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.167РЭ1;

• УСВ-2 - по документу «Усройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.000И1»;

• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Южный» ОАО «Оборонэнерго», г. Волжский, объект №1; г. Волгоград, объект №3).

Нормативные документы

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

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

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

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО «Оборонэнергосбыт» (по сетям филиала «Южный» ОАО «Оборонэнерго», г. Волжский, объект №1; г. Волгоград, объект №3).

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание