Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Алтайкрайэнерго» (АИИС КУЭ ОАО «Алтайкрайэнерго») (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), включает измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электрической энергии в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005, 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 (ИВК), включает ИВК «ИКМ-Пирамида» и сервер баз данных, устройство синхронизации системного времени на базе УСВ-1 (Зав. № 1520), 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 двух уровней АИИС КУЭ.
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 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 GSM-коммуникатор, далее по каналу связи стандарта GSM - на входы ИВК «ИКМ-Пирамида», где осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с
учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, 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 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 Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-1, синхронизирующего собственное системное время по сигналам поверки 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. Часы ИВК «ИКМ-Пирамида» синхронизированы с часами УСВ-1, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение часов счетчиков с часами ИВК «ИКМ-Пирамида» производится каждый сеанс связи (1 раз в сутки), корректировка часов счетчиков осуществляется независимо от наличия расхождений.
Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии 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 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 — Идентификационные данные 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 | e55712d0b1b21906 5d63da949114dae4 | MD5 |
Модуль расчета небаланса энер-гии/мощности | CalcLeakage.dll | 3 | b1959ff70be1eb17 c83f7b0f6d4a132f | MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | CalcLosses.dll | 3 | d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac | 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 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Metrology.dll | 3 | 52e28d7b608799bb 3ccea41b548d2c83 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | ParseBin.dll | 3 | 6f557f885b737261 328cd77805bd1ba7 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | ParseIEC.dll | 3 | 48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | ParseModbus.dll | 3 | c391d64271acf405 5bb2a4d3fe1f8f48 | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | ParsePiramida.dll | 3 | ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f | MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | SynchroNSI.dll | 3 | 530d9b0126f7cdc2 3ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | VerifyTime.dll | 3 | 1ea5429b261fb0e2 884f5b356a1d1e75 | MD5 |
Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающие в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр №29484-05. 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, составляют 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 счетчиков электрической энергии 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
Состав 1-го и 2-го уровней измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 — Состав 1-го и 2-го уровней ИК АИИС КУЭ ОАО «Алтайкрайэнерго» и их основные метрологические характеристики
Но мер ИК | Номер точки измере-нийна однолинейной схеме | Наименование точки измерений | Измерительные компоненты | Вид электро-энергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счетчик электрической энергии | ИВК | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
1 | 14.1.46 | РП-1 10 кВ, яч. 1 | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 2926 Зав. № 2962 | НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2252130000013 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0810092806 | ИВК «ИКМ-Пирамида» Зав. № 325 | Активная Реактивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,6 |
2 | 14.1.47 | РП-1 10 кВ, яч. 15 | ТПЛ-10-М Кл.т. 0,5S 400/5 Зав. № 2913 Зав. № 2925 | НАМИТ-10-2 Кл.т. 0,5 10000/100 Зав. № 2252130000014 | СЭТ-4ТМ.03М.01 Кл.т. 0,5S/1,0 Зав. № 0812090675 | Активная Реактивная | ± 1,3 ± 2,5 | ± 3,3 ± 5,6 |
Примечания:
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).
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 (0,9 - 1,1) Uh; ток (0,02 - 1,2) 1н; coso = 0,9инд.; частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающей среды: (20±5) °С.
5 Рабочие условия эксплуатации:
для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh1; диапазон силы первичного тока (0,01 - 1,2)Ih1; коэффициент мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0(0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 °С до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха не более 98 % при 25 °С;
- атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа.
Для счетчиков электрической энергии:
- параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)Uh2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cosф ^тф) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,2) Гц;
- магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;
- температура окружающего воздуха для счётчиков от минус 40 °С до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха не более 90 % при 30 °С;
- атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа.
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220 ± 10) В; частота (50 ± 1) Гц;
- температура окружающего воздуха от +10 °С до +25 °С;
- относительная влажность воздуха не более 80 % при 20 °С;
- атмосферное давление от 84,0 кПа до 106,7 кПа.
6 Погрешность в рабочих условиях указана для тока 2% 1ном cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от плюс 10 °С до плюс 35 °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» и УСВ-1 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном собственником порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
8 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в
Государственный реестр средств измерений.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счётчик 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 = 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:
- 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 ИВК «ИКМ-Пирамида»:
• параметрирования;
• пропадания напряжения;
• коррекции времени в счетчике и ИВК «ИКМ-Пирамида»;
• пропадание и восстановление связи со счетчиком;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
• электросчётчика;
• промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
• испытательной коробки;
• ИВК «ИКМ-Пирамида»;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-ровании:
• счетчика электрической энергии;
• ИВК «ИКМ-Пирамида».
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках электрической энергии (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:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - хранение результатов измерений, состояний средств
измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Алтайкрайэнерго» (АИИС КУЭ ОАО «Алтайкрайэнерго») типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на систему. 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 компонента | Тит компонента | № Госреестра | Количество |
Трансформаторы тока проходные | ТПЛ-10-М | 47958-11 | 4 |
Трансформаторы напряжения | НАМИТ-10-2 | 16687-07 | 2 |
Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 36697-08 | 2 |
Устройства синхронизации времени | УСВ-1 | 28716-05 | 1 |
Комплексы информационно-вычислительные | «ИКМ-Пирамида» | 29484-05 | 1 |
Методика поверки | _ | _ | 1 |
Формуляр | _ | _ | 1 |
Руководство по эксплуатации | _ | _ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 56040-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Алтайкрайэнерго» (АИИС КУЭ ОАО «Алтайкрайэнерго»). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 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 электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой
поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;
- устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Уст
ройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 15.12.04 г.;
- ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информаци
онно-вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1», утвержденным ВНИИМС в 2005 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;
- 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 количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Алтайкрайэнерго» для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ ОАО «Алтайкрайэнерго»)», аттестованной ЗАО ИТФ «СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИИ», аттестат об аккредитации № РОСС RU.0001.310043 от 17.07.2012 г.
Нормативные документы
электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Алтайкрайэнерго» (АИИС КУЭ ОАО «Алтайкрайэнерго»)
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. 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.
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.