Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ТГК-4» - «Брянская региональная генерация» точка учета «Роддом» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения интервалов времени, активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 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-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных на базе СИКОН С1 (Зав.№ 1691) (далее - УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), который включает в себя ИВК «ИКМ-Пирамида» (зав. № 190), сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени УСВ-1 (Зав. № 446), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000».
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные токи и напряжения преобразуются 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 преобразуются 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с
Лист № 2 Всего листов 9
учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по основному (коммутируемому) и резервному (сотовому каналу стандарта GSM) каналам связи, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов.
Передача информации в ИАСУ КУ ОАО «АТС» и другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80030 в соответствии 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, УСПД и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации времени на основе УСВ-1, синхронизирующего собственное время по сигналам времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1. Предел допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,5 с. УСВ-1 подключено к ИВК «ИКМ-Пирамида». ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически сравнивает свое системное время со временем в УСВ-1. Сличение часов ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется не реже чем 1 раз в час, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Шкала времени УСПД синхронизирована со шкалой времени ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов осуществляется независимо от наличия расхождений. Сличение шкалы времени счетчиков с УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (каждые 30 минут). Корректировка часов счетчика с часами УСПД осуществляется вне зависимости от наличия расхождений, но не чаще одного раза в сутки.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ ОАО «ТГК-4» - «Брянская региональная генерация» точка учета «Роддом» используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО «Пирамида 2000».
Таблица 1 - Метрологические значимые модули ПО
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | CalcClients.dll | 3 | e55712d0b1b21 9065d63da9491 14dae4 | MD5 |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности | CalcLeakage.dll | 3 | b1959ff70be1eb 17c83f7b0f6d4a 132f | MD5 |
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b 156a0fdc27e1ca 480ac | MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b60879 9bb3ccea41b54 8d2c83 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b737 261328cd77805 bd1ba7 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e 66494521f63d0 0b0d9f | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseModbus.dll | 3 | c391d64271acf 4055bb2a4d3fe 1f8f48 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida.dll | 3 | ecf532935ca1a3 fd3215049af1fd 979f | MD5 |
Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7c dc23ecd814c4e b7ca09 | MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb 0e2884f5b356a 1d1e75 | 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 «ВНИИМС».
Пределы 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.
Таблица 2 - Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «ТГК-4» - «Брянская региональная генерация» точка учета «Роддом» и их основные метрологические характеристики_
Номер точки измерений на однолинейной схеме | Наимено вание объекта | Измерительные компоненты | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счетчик | ИВКЭ | Основная по-грешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
56 | ГРУ-6 кВ яч. 13 Роддом | ТПФМ-10 Кл.т. 0,5 150/5 Зав.№ 43638 Зав.№ 43649 | ЗНОЛ.06-6У3 Кл.т. 0,5 6000:^3/100:^3 Зав.№ 22225 Зав.№ 18749 Зав.№ 22220 | СЭТ- 4ТМ.03М 0,2S/0,5 Зав.№ 0805120429 | СИКОН С1 Зав. №1691 | Активная Реактивная | ±1,1 ±2,3 | ±3,0 ±4,6 |
' 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 эксплуатации:
- параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ин; ток (1,0 - 1,2) 1н; cosj = 0,9инд.;
- температура окружающей среды: (20±5) °С.
5 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 - 1,1) Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,02(0,05) - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9(sin9) 0.5 - 1,0 (0,6 -0,87); частота - (50 ± 0,5) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 50°С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для электросчетчиков:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,6 -
0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха от минус 40 до плюс 60°С;
- относительная влажность воздуха (40 - 60) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30°С;
- относительная влажность воздуха (70 ± 5) %;
- атмосферное давление (100 ± 4) кПа
Лист № 6 Всего листов 9
6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% !ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 15 °С до плюс 30 °С.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида», УСПД и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «ТГК-4» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- электросчётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;
- УСПД СИКОН С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа;
- УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35 000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 часа
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания ИВК «ИКМ-Пирамида» и УСПД с помощью источника бесперебойного 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 УСПД:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике и УСПД;
• пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
• электросчётчика;
• промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
• испытательной коробки;
• УСПД;
• ИВК «ИКМ-Пирамида»;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-
ровании:
• электросчетчика;
• УСПД;
• ИВК «ИКМ-Пирамида».
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (функция автоматизирована);
- УСПД (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;
- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии, потребленной за месяц, по каждому каналу - 35 суток; сохранение информации при отключении питания - 10 лет;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - 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 «ТГК-4» - «Брянская региональная генерация» точка учета «Роддом» типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Тип | № Госреестра | Количество |
Трансформаторы тока типа 814 многовитковые проходные с фарфоровыми изоляторами | ТПФМ-10 | 814-53 | 2 |
Трансформаторы напряжения измерительные | ЗНОЛ.06 | 3344-04 | 3 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 1 |
Информационно-вычислительный комплекс | «ИКМ-Пирамида» | 45270-10 | 1 |
Устройство сбора и передачи данных | СИКОН С1 | 15236-03 | 1 |
Устройство синхронизации времени | УСВ-1 | 28716-05 | 1 |
Методика поверки | — | — | 1 |
Формуляр | — | — | 1 |
Руководство по эксплуатации | — | — | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 55574-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ТГК-4» - «Брянская региональная генерация» точка учета «Роддом». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в сентябре 2013 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;
- счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по документу ИЛГШ.411152.145 РЭ1 Методика поверки», согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ»
4 декабря 2007 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационновычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1»;
- устройство сбора и передачи данных СИКОН С1- по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1»;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП»;
- 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;
- термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от -20 до + 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием АИИС КУЭ ОАО «ТГК-4» - «Брянская региональная генерация» точка учета «Роддом», аттестованной ЗАО ИТФ «Системы и технологии», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
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.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.