Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-я очередь) (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» 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 комплекса технических средств (КТС) "Энергия+" (Госреестр № 21001-11), представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-й очереди) состоят из двух уровней:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы, включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах Ивановского филиала ОАО «ТГК-6»;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер ИВК - сервер Depo Storm 2200K4, базовое программное обеспечение (БПО) "Энергия+", комплекс технических средств «Энергия+».
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
- хранение результатов измерений в базе данных сервера ИВК АИИС КУЭ, отвечающих требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- доступ к информации и ее передачу в организации-участники оптового рынка электроэнергии;
- 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков.
Принцип действия:
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счетчика электроэнергии. 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, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии.
Цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи поступает на сервер ИВК, где осуществляется хранение измерительной информации и её накопление.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы сервер ИВК осуществляется:
- по интерфейсу RS-485 с дальнейшем преобразованием в формат RS-232 и интерфейс ПДС (счетчик - преобразователь RS-485/RS-232/^£ - сервер ИВК).
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчётных документов. Передача информации в организации - участники оптового рынка электроэнергии осуществляется:
- основной канал передачи информации - посредством TCP/IP соединений в формате Ethernet по каналу связи на базе волоконно-оптических линий связи (ВОЛС) через Интернет (сервер ИВК - ВОЛС - ИАСУ КУ ОАО «АТС»);
- резервный канал передачи информации - посредством TCP/IP соединений в формате Ethernet по каналу связи на основе коммутируемых телефонных линий связи через Интернет (сервер ИВК - модем - ИАСУ КУ ОАО «АТС»).
АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ построена на функционально объединенной совокупности программно-технических средств измерений и коррекции времени и состоит из приемника меток времени GPS, устройства сервисного, сервера ИВК и счетчиков электроэнергии ИИК.
Приемник меток времени GPS принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), преобразует их в сигналы проверки времени (СПВ), предназначенные для синхронизации часов технического и бытового назначения, которые представляют собой группу из шести прямоугольных радиоимпульсов с частотой заполнения 1000 Г ц, где длительность шестого импульса изменяется в зависимости от значения часа суток в соответствии со стандартом ФГУП «ВНИИФТРИ», и передает СПВ на устройство сервисное один раз в час.
Устройство сервисное принимает СПВ от приемника меток времени GPS и производит синхронизацию встроенного в устройство сервисное таймера времени. Таймер времени представляет собой таймер, ведущий часы в формате: минуты, секунды, миллисекунды.
На сервере ИВК установлено БПО КТС "Энергия+", счет времени в котором ведется собственной службой единого времени с обязательной аппаратной поддержкой от таймера устройства сервисного. Сервер ИВК по интерфейсу RS-232С каждую секунду обращается к устройству сервисному, считывает с его встроенного таймера время и устанавливает его как системное (собственное). Синхронизация времени или коррекция шкалы времени таймера
ИВК АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» производится не реже 2 раз в сутки. Погрешность формирования (хранения) шкалы времени в сутки не более ±1,6 с.
Сличение времени счётчиков со временем сервера осуществляется каждые 30 мин, корректировка времени счётчиков производится при расхождении со временем сервера более ±
2 секунды. После проведения синхронизации часов счетчиков в интервале времени до следующей синхронизации точность текущего времени в ИИК определяется точностью хода часов счетчика.
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО сервера ИВК АИИС КУЭ. Программные средства сервера ИВК АИИС КУЭ содержат: базовое программное обеспечение (БПО) "Энергия+", системное ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы ПО систем управления базами данных (СУБД).
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1 - Метрологически значимые модули ПО
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Ядро: Энергия+ | kerne16.exe | v.6.4 | 69E4EDF9D9097056AAD AA90B521C1D22 | MD5 |
| Запись в БД: Энергия+ | Writer.exe | 4687879E23E6AF19C9B6 A9D04C8928C9 |
| Сервер уст ройств: Энергия+ | IcServ.exe | 7BDDF69150D961A0E62 816D0FD2A6FA7 |
Специализированное программное обеспечение (СПО) не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-й очереди).
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-й очереди) от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационных каналов АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-й очереди) приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-й очереди) в рабочих условиях эксплуатации приведены в Таблице 3.
| и S S % | Наименование объекта | Состав измерительно-информационных каналов | Вид электро энергии |
| Т рансформатор тока | Т рансформатор напряжения | Счётчик электроэнергии | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 26 | КРУ-6кВ III секц. яч. 9А | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 3626, Зав. № 3621 Госреестр № 25433-03 | ЗНОЛ.06 кл. т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. № 6277, Зав. № 9486, Зав. № 422 Госреестр № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М кл. Т 0,2S/0,5 Зав. № 0808102060 Госреестр № 36697-08 | Depo Storm 2200K4 "Энергия+" Зав.№ 001 Госреестр № 21001-11 | активная реактивная |
| 27 | КРУ-6кВ II секц. 2 яч. 2 | ТЛО-10 кл. т 0,5S Ктт = 200/5 Зав. № 17841, Зав. № 17842 Госреестр № 25433-03 | ЗНОЛ.06 кл. т 0,5 Ктн = (6000/V3)/(100/V3) Зав. № 4587, Зав. № 5141, Зав. № 4757 Госреестр № 3344-04 | СЭТ-4ТМ.03М кл. Т 0,2S/0,5 Зав. № 0802124066 Госреестр № 36697-08 | активная реактивная |
Таблица 3
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cos ф | 51(2)%, I1(2) < 1 изм < I 5 % | 5 5 %, I5 % < I изм< I 20 % | 5 20 %, I 20 % < I изм < I 100 % | 5 100 %, I100 % < I изм < I 120 % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| 26; 27 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,2s) | 1,0 | ±1,9 | ±1,2 | ±1,0 | ±1,0 |
| 0,9 | ±2,2 | ±1,4 | ±1,2 | ±1,2 |
| 0,8 | ±2,6 | ±1,7 | ±1,4 | ±1,4 |
| 0,7 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,5 | ±4,8 | ±3,0 | ±2,3 | ±2,3 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cosф | 51(2)%, I1(2) < I изм < I 5 % | 5 5 %, I5 % < I изм< I 20 % | 5 20 %, I 20 % < I изм < I 100 % | 5 100 %, I100 % < I изм < I 120 % |
| 26; 27 (ТТ 0,5S; ТН 0,5; Сч 0,5) | 0,9 | ±6,9 | ±4,1 | ±3,0 | ±2,9 |
| 0,8 | ±4,5 | ±2,7 | ±2,0 | ±2,0 |
| 0,7 | ±3,8 | ±2,3 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,5 | ±2,9 | ±1,9 | ±1,4 | ±1,4 |
Примечания:
3. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4. Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение от 0,98Ином до 1,02-ином;
• сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1-Ином,
• сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК 28, 29.
• 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.
6. 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;
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 2. 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 «СЭТ-4ТМ.03М» - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• КТС «Энергия+» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
• сервер - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 24 часа;
• для КТС «Энергия+» Тв < 10 часов;
• 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 счетчиков защищены механическими пломбами;
• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, СОЕВ, КТС «Энергия+», 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);
• КТС «Энергия+», сервере (функция автоматизирована).
• Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;
• КТС «Энергия+» - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 3,5 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 4 Таблица 4
| Наименование | Тип/Наименование документа | Кол. |
| Средства измерений |
| Трансформатор тока | ТЛО-10 | 4 |
| Трансформатор напряжения | ЗНОЛ.06 | 6 |
| Электросчетчик | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Шкаф АИИС КУЭ (нижний уровень) |
| Устройство сбора данных | E443M2(EURO)-16 НЕКМ.426489.001 | 1 |
| Модуль интерфейсов | НЕКМ.426479.001-02 | 1 |
| Модем GSM | Siemens TC35i | 1 |
| Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 1000 | 1 |
| Шкаф АИИС КУЭ (верхний уровень) |
| Плата полудуплексной связи внешнего подключения 4-канальная | НЕКМ.426419.007 | 1 |
| Плата ввода внешнего подключения | НЕКМ.426419.004 | 1 |
| Приемник меток времени GPS | НЕКМ.426479.001 | 1 |
| Устройство сервисное | УС-01 НЕКМ.426479.010 | 1 |
| Сервер | Depo Storm 2200K4 | 1 |
Программное обеспечение |
| Базовое программное обеспечение | БПО «Энергия+» | 1 ком плект |
| Документация |
| Методика поверки | МП 1409/446-2012 | 1 |
| Паспорт - формуляр | СТПА.411711.ИВ01.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1409/446-2012 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-я очередь). Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в октябре 2012 года.
Основные средства поверки:
- - трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- - трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- счётчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 утверждённой ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в декабре 2006 г.;
- для КТС "Энергия+" :
• гигрометр ВИТ-1, (30-100)%;
• барометр-анероид БАММ-1, (630 - 800) мм. рт. ст.;
• тесламетр Ш1-8, (0,001 - 400) Тл.;
• частотомер Ч3-63;
• секундомер СОСпр-1, диапазон измерений (0-30) мин., цена деления 0,1 с.
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками
системы и с ПО для работы с радиочасами «МИР РЧ-01».
Радиочасы «МИР РЧ-01», принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS).
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 измерений количества электроэнергии с использованием АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-й очереди)» Свидетельство об аттестации методики измерений 009/01.00316-2011/2012 от 17.10.2012
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6» (2-ой очереди)
1. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
6. ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электроэнергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и
0,5S.
7. ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электроэнергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
