Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Владимир) (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
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 30206-94 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 26035-83 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2-3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) АИИС КУЭ, включающий в себя устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 (далее -УСПД), каналообразующую аппаратуру.
3-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации времени на базе ГЛОНАСС/ОРБ-приемника типа УСВ-2 (рег. № 41681-10), 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».
Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по измерительным цепям 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 электроэнергии (W, кВт-ч, Q, квар-ч) передаются в целых числах и соотнесены с единым календарным временем.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи через интерфейс RS-485 поступает на входы УСПД, где осуществляется обработка измерительной информации, в частности вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы по GPRS/CSD каналам связи, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
В ИВК «ИКМ-Пирамида», располагающемся в центре сбора и обработки информации (далее - ЦСОИ) АО «Владимирские коммунальные системы», производится сбор, формирование и хранение поступающей информации, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах АРМ и передача данных в организации - участники оптового рынка электрической энергии и мощности, в том числе в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам, через каналы связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде хт1- файлов установленных форматов в соответствии с Приложением 11.1.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности с использованием ЭЦП субъекта рынка. Передача результатов измерений, состояния средств и объектов измерений по группам точек поставки производится с ИВК «ИКМ-Пирамида» настоящей системы.
AMIHC КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ предусматривает поддержание единого календарного времени на всех уровнях системы (счетчиков, УСПД и ИВК). АИИС КУЭ оснащена УСВ-2, синхронизирующим собственное время по сигналам проверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GРS - приёмника, входящего в состав УСВ-2. Пределы допускаемой абсолютной погрешности синхронизации фронта выходного импульса 1 Гц к шкале координированного времени составляет не более 0,35 с. Сервер ИВК «ИКМ-Пирамида» периодически (1 раз в 1 час) сравнивает своё системное время с УСВ-2, корректировка часов сервера HBK «ИКМ-Пирамида» осуществляется независимо от наличия расхождения.
Часы УСПД синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида», сравнение показаний часов происходит каждый сеанс связи, коррекция часов происходит вне зависимости от наличия расхождения. Абсолютная погрешность измерений времени УСПД составляет ±1 с/сутки. Сличение показаний часов счетчиков и УСПД производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов осуществляется при наличии расхождения более 3 с, но не чаше 1 раза в сутки.
Задержки в каналах связи составляют не более 0,2 с.
Погрешность СОЕВ АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов.
Журналы событий сервера БД и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000» версии 3.0, в состав которого входят модули, 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 - Метрологические значимые модули ПО
Идентификационные признаки | Значение |
Идентификационные наименования модулей ПО | CalcClients.dll; |
| CalcLeakage.dll |
| CalcLosses.dll |
| Metrology.dll |
| ParseBin.dll |
| ParseIEC.dll |
| ParseModbus.dll |
| ParsePiramida.dll |
| SynchroNSI.dll |
| VerifyTime.dll |
Идентификационные признаки | Значение |
Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3.0 |
Цифровой идентификатор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f d79874d10fc2b156a0fdc27e 1 ca480ac 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f c391d64271 acf4055bb2a4d3 fe1f8f48 ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 |
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | MD5 |
ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики
о, е ме о К | Наименование точки измерений | Состав измерительного канала | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счётчик | Д К О У | В О У | § | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
1 | ПС "Семязино", ЗРУ-6 кВ, 3 СШ, яч. фид. 6304 | ТОЛ-СЭЩ-10 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 32139-11 | НАЛИ-СЭЩ-6-1 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 38394-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5 S/1,0 Рег.№ 2752404 | СИКОН С70 Рег.№ 28822-05 | УСВ-2 Рег. № 41681-10 | да 10 и 1-м0 ам 7 р2 к £ Ке ИР | активная реактивная | ±1,2 ±2,8 | ±3,4 ±6,4 |
2 | ПС "Семязино", ЗРУ-6 кВ, 4 СШ, яч. фид. 6404 | ТОЛ-СЭЩ-10 Коэф. тр. 600/5 Кл.т. 0,5S Рег. № 32139-11 | НАЛИ-СЭЩ-6-1 Коэф. тр. 6000/100 Кл.т. 0,5 Рег.№ 38394-08 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Рег.№ 2752404 | активная реактивная | ±1,0 ±2,0 | ±2,3 ±5,1 |
Примечания:
1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой).
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 40 °С.
4. Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков, УСПД, УСВ, ИВК «ИКМ-Пирамида» на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Основные технические характеристики ИК
Наименование характеристики | Значение |
1 | 2 |
Количество измерительных каналов | 2 |
Нормальные условия: параметры сети: | |
- напряжение, % от U^ | от 98 до 102 |
- ток, % от ^ом | от 100 до 120 |
- коэффициент мощности | 0,9 |
- температура окружающей среды, °С | от +21 до +25 |
Условия эксплуатации: | |
- параметры сети: | от 90 до 110 |
- напряжение, % от U^ | от 2 до 120 |
- ток, % от ^ом | от 0,5 инд до 0,8 емк |
- коэффициент мощности cosj(sinj) | от -40 до +45 |
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +60 |
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С | |
- температура окружающей среды в месте расположения УСПД, °С | от -10 до +50 |
Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Электросчетчики: | |
- среднее время наработки на отказ, ч | 90000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
УСПД: | |
- среднее время наработки на отказ, ч | 70000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
СОЕВ: | |
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 35000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
Сервер (ИВК «ИКМ-Пирамида»): | |
- среднее время наработки на отказ, ч | 100000 |
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
Глубина хранения информации Электросчетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки | 100 |
в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
УСПД: - тридцатиминутный профиль нагрузки | 45 |
в двух направлениях, сутки, не менее - при отключении питания, лет, не менее | 10 |
Сервер (ИВК «ИКМ-Пирамида»): - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания УСПД, сервера 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 коммутируемого канала.
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, параметрировании:
- 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);
- о состоянии средств измерений.
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора 30 мин (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Владимир) типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ
Наименование | Обозначение | Количество шт |
Трансформаторы тока | ТОЛ-СЭЩ-10 | 6 шт. |
Трансформаторы напряжения | НАЛИ-СЭЩ-6-1 | 2 шт. |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03 | 2 шт. |
Контролеры сетевые индустриальные | СИКОН С70 | 1 шт. |
Устройства синхронизации времени | УСВ-2 | 1 шт. |
Комплексы информационно-вычислительные | ИКМ-Пирамида | 1 шт. |
Методика поверки | МП 206.1-361-2017 | 1 экз. |
Паспорт-формуляр | АСВЭ 166.00.00 ФО | 1 экз. |
Поверка
осуществляется по документу МП 206.1-361-2017 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Владимир). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС»
24.11.2017 г.
Основные средства 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.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦCM» 10 сентября 2004 г.
- СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;
- УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ.237.00.001 И», утверждённым ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И», утвержденным ВНИИМС в 2010 г.;
- 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;
- термогифометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 % до 100 %, дискретность 0.1 %;
- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ: диапазон измерений магнитной индукции от 0,01 до 19,99 мТл.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде наклейки со штрих-кодом и (или) оттиска клейма поверителя.
Сведения о методах измерений
приведены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Владимирские коммунальные системы» (ГТП Владимир)», аттестованной ФГУП «ВНИИМС», аттестат об аккредитации № RA.RU.311787 от 02.08.2016 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «Владимирские коммунальные систему» (ГТП Владимир)
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