Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по объекту ФГКЭУ «194 КЭЧ района», в/ч 51890, в/ч 11291 (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности потребляемой с ОРЭМ по расчетным точкам учета, а также регистрации параметров электропотребления, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - Московское РДУ, ОАО «Мосэнергосбыт» 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 № 21906-11), 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-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя сервер базы данных (СБД), коммуникаторы 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.
АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ», ПО СКЗИ. АРМ по ЛВС предприятия связано с сервером, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в настройках ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.
В качестве СБД используется сервер SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7). СБД установлен в центре сбора и обработки информации (ЦСОИ) ОАО «Оборонэнергосбыт».
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 специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
- передача результатов измерений 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 (коррекция времени);
- передача журналов событий счетчиков.
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.
Средняя активная (реактивная) электрическая мощность вычисляется как среднее значение вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
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 через GSM-модем и по нему считывает данные). СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующая передачу информации формате всем заинтересованным субъектам (ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» - Московское РДУ, ОАО «Мосэнергосбыт»).
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 с временем УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении с временем УСВ-2, т.е. сервер входит в режим подчинения устройству точного времени и устанавливает время с УСВ-2.
Сличение времени счетчиков с временем сервера происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки.
Коррекция времени счетчиков с временем сервера происходит при расхождении времени счетчиков с временем сервера на величину более ±1 с.
Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.
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 ИВК «Пирамида», ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ 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 | 6802cbdeda81 efea2b 17145ffl22efOO |
| siconsl0.dll | 4b0ea7c3e50a73099f c9908fc785cb45 |
| sicons50.dll | 8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 |
| драйвер работы с СОМ-портом | comrs232.dll | bec2e3 615b5f5 0f2f94 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 ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» по объекту ФГКЭУ «194 КЭЧ района», в/ч 51890, в/ч 11291.
Состав измерительных каналов АИИС КУЭ ОАО «Оборонэнергосбыт» по объекту ФГКЭУ «194 КЭЧ района», в/ч 51890, в/ч 11291 приведен в Таблице 2.
Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| № | Наименование | Состав измерительно-информационных комплексов | Вид электро |
| ИИК | объекта | ТТ | ТН | Счетчик | Сервер | энергии |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС 220/110/35/10/6 кВ № 176 | ТПФ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 80664 Зав. № 82868 Г осреестр № 814-53 | 1 с.ш. НАМИ-10-95 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 3014 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108074097 Госреестр № 27524-04 | | Активная Реактивная |
| "Хлебниково", ЗРУ-6 кВ, Фидер 6 кВ № 10 | 2 с. ш. НАМИ-10-95 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 3011 Госреестр № 20186-00 | | Активная Реактивная |
| 2 | ПС 220/110/35/10/6 кВ № 176 | ТПФ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 15021 Зав. № 15022 Госреестр № 814-53 | 1 с. ш. НАМИ-10-95 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 3014 Госреестр № 20186-00 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106077053 Госреестр № 27524-04 | | Активная Реактивная |
| "Хлебниково", ЗРУ-6 кВ, Фидер 6 кВ № 14 | 2 с. ш. НАМИ-10-95 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 3011 Госреестр № 20186-00 | SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7)* Зав. № S600TNTP0212 406 | Активная Реактивная |
| 3 | ПС 35/6 кВ № 184 "Вахромее-во", ЗРУ-6 кВ, Фидер 6 кВ № 3 | ТПФ-10 Кл. т. 0,5 400/5 Зав. № 25266 Зав. № 23289 Госреестр № 814-53 | НАМИ-10 Кл. т. 0,2 6000/100 Зав. № 492 Госреестр № 11094-87 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0107073043 Госреестр № 27524-04 | | Активная Реактивная |
| 4 | ПС 35/6 кВ № 96 "Катуар", ЗРУ-6 кВ, Фидер 6 кВ № 1 | ТПФ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 52662 Зав. № 52282 Госреестр № 814-53 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ППССК Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071277 Госреестр № 27524-04 | | Активная Реактивная |
| 5 | ПС 35/6 кВ № 96 "Катуар", ЗРУ-6 кВ, Фидер 6 кВ № 9 | ТПФ-10 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 116667 Зав. № 43307 Госреестр № 814-53 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № ППСХА Госреестр № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071298 Госреестр № 27524-04 | | Активная Реактивная |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 6 | ПС 35/10/6 кВ № 256 "Громо-во", ЗРУ-6 кВ, Фидер 6 кВ № 1 | ТЛП-10-5 Кл. т. 0,2S 150/5 Зав. № 3471 Зав. № 3472 Г осреестр № 30709-08 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 8892 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106071195 Госреестр № 27524-04 | | Активная Реактивная |
| 7 | ПС 35/10/6 кВ № 256 "Громо-во", ЗРУ-6 кВ, Фидер 6 кВ № 2 | ТЛП-10-5 Кл. т. 0,2S 150/5 Зав. № 3473 Зав. № 3474 Госреестр № 30709-08 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 8892 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0106079165 Госреестр № 27524-04 | SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7)* Зав. № S600TNTP0212 406 | Активная Реактивная |
| 8 | ПС 35/6 кВ № 368 "Василько-во", КРУН-6 кВ, Фидер 6 кВ № 2 | ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 871 Зав. № 993 Госреестр № 814-53 | НТМИ-6-66 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 715 Госреестр № 380-49 | СЭТ-4ТМ.03.01 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0108071634 Госреестр № 27524-04 | | Активная Реактивная |
* функции ИВКЭ выполняет ИВК
Таблица 3
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cos9 | d1 (2)%, I1(2)£ I изм< I 5 % | d5 %, I5 %£ 1 изм< 1 20 % | d20 %, 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | d100 %, I100 %£ 1 изм£ 1 120 % |
| 1-3 ТТ-0,5; ТН-0,2; Сч-0^ | 1,0 | - | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
| 0,9 | - | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
| 0,8 | - | ±3,1 | ±2,0 | ±1,8 |
| 0,7 | - | ±3,8 | ±2,3 | ±1,9 |
| 0,5 | - | ±5,6 | ±3,1 | ±2,5 |
| 4, 5, 8 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0^ | 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 |
| 6, 7 rr-0,2S; ТН-0,5; Сч-0^ | 1,0 | ±2,0 | ±1,5 | ±1,5 | ±1,5 |
| 0,9 | ±2,0 | ±1,7 | ±1,6 | ±1,6 |
| 0,8 | ±2,1 | ±1,8 | ±1,7 | ±1,7 |
| 0,7 | ±2,3 | ±2,0 | ±1,8 | ±1,8 |
| 0,5 | ±2,7 | ±2,4 | ±2,1 | ±2,1 |
| Границы допускаемой относительной погрешности измерения реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| Номер ИИК | cos9 | d1 (2)%, 1 2 %£ 1 изм< 1 5 % | d5 %, I5 %£ 1 изм< 1 20 % | d20 %, 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | d100 %, I100 %£ 1 изм£ 1 120 % |
| 1-3 ТТ-0,5; ТН-0,2; Сч-1,0 | 0,9 | - | ±7,5 | ±4,0 | ±2,9 |
| 0,8 | - | ±4,9 | ±2,8 | ±2,2 |
| 0,7 | - | ±4,2 | ±2,5 | ±2,1 |
| 0,5 | - | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
| 4, 5, 8 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 |
| 6, 7 rr-0,2S; ТН-0,5; Сч-1,0 | 0,9 | ±6,2 | ±3,7 | ±2,6 | ±2,4 |
| 0,8 | ±4,6 | ±2,9 | ±2,1 | ±2,0 |
| 0,7 | ±4,1 | ±2,7 | ±2,0 | ±1,9 |
| 0,5 | ±3,6 | ±2,4 | ±1,8 | ±1,8 |
1. Погрешность измерений 5ц2)%р и 5i(2)%q для cosj=1,0 нормируется от 1%, а погрешность измерений 51(2)%оР и S1(2)%q для cosj<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:
• напряжение от 0,98ином до 1,02• ином;
• сила тока от 1ном до 1,21ном, 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 0,051ном до 1,21ном для ИИК 1-5, 8 и от 0,011ном до 1,21ном для ИИК
6, 7;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 15 °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 30206-94 в режиме измерения реактивной электроэнергии по ГОСТ 26035-83;
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 СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
• УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
• для счетчика Тв < 2 часа;
• для УСПД 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 счетчиков 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:
• счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
• ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.
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 | Трансформатор тока | ТПФ-10 | 10 |
| 2 | Трансформатор тока | ТПЛ-10-5 | 4 |
| 3 | Трансформатор тока | ТПФМ-10 | 2 |
| 4 | Трансформатор напряжения | НАМИ-10-95 | 2 |
| 5 | Трансформатор напряжения | НАМИ-10 | 1 |
| 6 | Трансформатор напряжения | НТМИ-6-66 | 2 |
| 7 | Электросчетчик | СЭТ-4ТМ.03 | 8 |
| 8 | Контроллер | СИКОН ТС65 | 5 |
| 9 | GSM-модем | Cinterion MC35i | 1 |
| 10 | Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 3000 RM | 1 |
| 11 | Сервер БД | SuperMicro 6026T-NTR+ (825-7) | 1 |
| 12 | Устройство синхронизации системного времени | УСВ-2 | 1 |
| 13 | Программное обеспечение | ПО «Пирамида» | 1 |
| 14 | Паспорт-формуляр | ЭССО.411711.АИИС.215 ПФ | 1 |
| 15 | Методика поверки | МП 1012/446-2011 | 1 |
| 16 | Методика (методы) измерений | - | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1012/446-2011 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Оборонэнергосбыт» по объекту ФГКЭУ «194 КЭЧ района», в/ч 51890, в/ч 11291. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в апреле 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;
- СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в сентябре 2004 г.;
лист № 8 Всего листов 8
- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ
150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УСВ-2 - по документу «ВЛСТ 237.00.000И1», утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 2009 г.;
- 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 (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии ОАО «Оборонэнергосбыт» по объекту ФГКЭУ «194 КЭЧ района», в/ч 51890, в/ч 11291. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 848/446-01.00229-2011 от 04 апреля 2011 г.
Нормативные документы
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.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
