Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ОАО « Ливнынасос» (далее по тексту - АИИС КУЭ ОАО «Ливнынасос») предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, времени, интервалов времени для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой на оптовом рынке электроэнергии (мощности) (далее - ОРЭМ) по всем расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Описание
АИИС КУЭ построенная на основе ИИС «Пирамида» (Госреестр № 21906-01), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные комплексы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - включает в себя 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-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер базы данных (СБД), коммуникатор СИКОН ТС65, автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-2 Госреестр № 41681-09, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
В качестве СБД используется сервер, выполненный на базе DEPO Storm 1250L2, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». СБД, установленный в ОАО «Ливнынасос», выполняет функции сбора, обработки, хранения и передачи информации, получаемой от счётчиков электроэнергии по GSM-каналу через коммуникатор СИКОН ТС65.
АРМ, установленный в ОАО «Ливнынасос», считывает данные об энергопотреблении с СБД по сети Ethernet.
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 ОАО «АТС», и прочим заинтересованным организациям 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 (коррекция времени);
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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским зимним временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через коммуникатор СИКОН ТС65 по сети Интернет поступает на СБД (в случае если отсутствует TCP-соединение с контроллером, сервер устанавливает CSD-соединение с СИКОН ТС65 и по нему считывает данные). СБД 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
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «Пирамида 2000», ПО СОЕВ.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Коррекция отклонений встроенных часов осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым временем, поддерживаемым УСВ-2. Коррекция времени в УСВ-2 происходит от GPS-приёмника.
Сервер синхронизирует время с устройством синхронизации времени УСВ-2. Синхронизация времени сервера происходит каждый час, коррекция времени сервера со временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождения времени сервера со временем УСВ-2, т.е. сервер входит в режим подчинения устройству точного времени и устанавливает время с УСВ-2.
Сличение времени счетчиков со временем сервера происходит не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени счетчиков со временем сервера на величину более ±2,0 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО «Пирамида 2000», ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Ливнынасос» приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Пирамида 2000» | модуль, объединяющий драйвера счетчиков | BLD.dll | Версия 8 | 58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 | MD5 |
| драйвер кэширования ввода данных | cachect.dll | 7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d |
| драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ | Re-gEvSet4tm.dll | 3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 |
| драйвера кэширования и опроса данных контроллеров | caches 1.dll | b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb |
| cacheS10.dll | 6802cbdeda81efea2b 17145ffl22efOO |
| siconsl0.dll | 4b0ea7c3e50a73099f c9908fc785cb45 |
| sicons50.dll | 8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 |
| драйвер работы с СОМ-портом | comrs232.dll | bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf |
| драйвер работы с БД | dbd.dll | feO5715defeec25eO62 245268ea0916a |
| библиотеки доступа к серверу событий | ESCli-ent ex.dll | 27c46d43bllca3920c f2434381239d5d |
| filemap.dll | C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e |
| библиотека проверки прав пользователя при входе | plogin.dll | 40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «Ливнынасос».
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ ОАО «Ливнынасос» от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Ливнынасос» приведён в таблице 2. Таблица 2
| № ИИК | Наименование объекта | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ТП-1, РУ-6 кВ, ф. 3 | ТПЛМ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 84631 Зав. № 84710 Госреестр № 2363-68 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ХВЕР Госреестр № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0606101357 Госреестр № 36355-07 | DEPO STORM 1250L2* Зав. № 272 044 -001 | Активная Реактивная |
| 2 | ТП-1, РУ-6 кВ, ф. 5 | ТОЛ-10 Кл. т. 0,5 150/5 Зав. № 17213 Зав. № 17239 Госреестр № 7069-79 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ХВЕР Госреестр № 2611-70 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0606102044 Госреестр № 36355-07 | DEPO STORM 1250L2* Зав. № 272 044 -001 | Активная Реактивная |
| 3 | КТПН-4а, РУ-0,4 кВ, ВЛ-0,4 кВ, ф. 1 | ТТИ-А Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № R34429 Зав. № R36893 Зав. № U11150 Госреестр № 28139-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05.04 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0306089474 Госреестр № 27779-04 | DEPO STORM 1250L2* Зав. № 272 044 -001 | Активная Реактивная |
Метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «Ливнынасос» приведены в таблице 3
Таблица 3
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ
| № ИИК | СО8ф | 81(2)%, I1(2)— 1 изм< 1 5 % | 85 %, I5 %— 1 изм< 1 20 % | 820 %, 1 20 %— 1 изм< 1 100 % | 8100 %, I100 %— 1 изм< 1 120 % |
| 1-2 ТТ-0,5; ТН-0,5; C4-0,5S | 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 |
| 3 ТТ-0,5; C4-0,5S | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 |
| 0,7 | - | ±3,7 | ±2,3 | ±1,9 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 |
| № ИИК | СО8ф | 81(2)%, 1 2 %— 1 изм< 1 5 % | 85 %, I5 %— 1 изм< 1 20 % | 820 %, 1 20 %— 1 изм< 1 100 % | 8100 %, I100 %— 1 изм< 1 120 % |
| 1-2 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | - | ±7,6 | ±4,2 | ±3,2 |
| 0,8 | - | ±5,0 | ±2,9 | ±2,4 |
| 0,7 | - | ±4,2 | ±2,6 | ±2,2 |
| 0,5 | - | ±3,3 | ±2,2 | ±2,0 |
| 3 ТТ-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | - | ±7,5 | ±3,9 | ±2,8 |
| 0,8 | - | ±4,9 | ±2,7 | ±2,2 |
| 0,7 | - | ±4,2 | ±2,4 | ±2,0 |
| 0,5 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,8 |
Примечания:
1. Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%Q для cosф=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%Q для cosф<1,0 нормируется от 12%.
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 :
параметры питающей сети: напряжение (0,98... 1,02)^Uhom, ток (1 ^ 1,2)-1ном, cosф=0,9 инд;
температура окружающей среды (20±5) °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ :
• напряжение питающей сети (0,9. 1,1)^Uhom, ток (0,05... 1,2)-1ном;
• температура окружающей среды:
• для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
• трансформаторы тока по ГОСТ 7746;
• трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 для ИИК 1-2, ГОСТ 30206 ИИК 3 в режиме измерения активной электроэнергии. ГОСТ Р 52425, для ИИК 1-2, ГОСТ 26035 для ИИК 3 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
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. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
• счетчик электроэнергии ПСЧ-4 ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• счетчик электроэнергии ПСЧ-4 ТМ.05 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• ИИС «Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
• УСВ-2 - средне время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика 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 счечиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УССВ, 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.
Возможность коррекции времени в:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• ПСЧ-4 ТМ.05- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -56 суток;
• ПСЧ-4 ТМ.05М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -113 суток.
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
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
| № п/п | Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 1 | Трансформатор тока | ТПЛМ-10 | 2 |
| 2 | Трансформатор тока | ТОЛ-10 | 2 |
| 3 | Трансформатор тока | ТТИ-А | 3 |
| 4 | Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 1 |
| 5 | Электр осчетчик | ПСЧ-4ТМ.05 | 1 |
| 6 | Электр осчетчик | ПСЧ-4ТМ.05М | 2 |
| 7 | Контроллер | СИКОН ТС65 | 2 |
| 8 | GSM-модем | IRZ MC35s | 1 |
| 9 | Сервер | DEPO Storm 1250L2 | 1 |
| 10 | Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 1000RM | 1 |
| 11 | Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 |
| 12 | Специализированное программное обеспечение | ПО «Пирамида-2000 Розничный рынок» | 1 |
| 13 | Методика поверки | МП-983/446-2011 | 1 |
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Поверка
Поверка осуществляется по документу «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (мощности) (АИИС КУЭ) ОАО «Ливнынасос». Методика поверки». МП-983/446-2011 утвержден ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в январе 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;
- ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- счетчики ПСЧ-4ТМ.05 - по методике поверки ИЛГШ.411152.126 РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
- УСВ-2 - по методике поверки ВЛСТ 237.00.000И1, утверждённой ГЦИ СИ ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- ИИС «Пирамида» - по методике ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2005 г.;
- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS). (Госреестр № 27008-4);
- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 40.. ,+50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Сведений нет
Нормативные документы
1 ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2 ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
3 . ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
4 ГОСТ Р 52320-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии.
5 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
6 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. кл.т. 1,2.
7 ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
8 ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
9 ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия.
10 ГОСТ 30206-94. Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S).
11 ГОСТ 30207-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 1 и 2).
12 МИ 3290-2010. ГСИ. Рекомендация по подготовке, оформлению и рассмотрению материалов испытаний средств измерений в целях утверждения типа..
13 МИ 3286-2010 Рекомендация. ГСИ. Проверка защиты программного обеспечения и определение ее уровня при испытаниях средств измерений в целях утверждения типа.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
