Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тизол» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами ОАО «Тизол», а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, отображения и передачи полученной информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
• измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
• периодический (1 раз в 30 минут, час, сутки) и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с дискретностью учета (30 мин) и данных о состоянии средств измерений;
• автоматическое хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
• передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);
• передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;
• предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии средств измерений со стороны сервера организаций - участников оптового рынка электроэнергии;
• обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломб и т.п.);
• диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
• конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
• ведение системы обеспечения единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, 2х-уровневую систему, которая состоит из информационно-измерительных каналов (далее - ИИК) и информационновычислительного комплекса (ИВК) с системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). АИИС КУЭ установлена для коммерческого учета электрической энергии в ОАО «Тизол».
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
Уровень ИИК, включающий трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии типа ПСЧ-4ТМ.05М по ГОСТ Р 52323-2005 (в части активной электроэнергии), и по ГОСТ Р 52425-2005 (в части реактивной электроэнергии); вто-
Лист № 2
Всего листов 8 ричные электрические цепи; технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Уровень ИВК - информационно-вычислительный комплекс АИИС КУЭ, включающий в себя каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации, сервер баз данных (далее -сервер БД) АИИС КУЭ, сервер сбора данных (далее сервер СД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени (УССВ) на основе GPS - приемника, автоматизированные рабочие места персонала (далее - АРМ) и программное обеспечение (далее - ПО).
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 преобразуют 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на верхний уровень системы, где осуществляется вычисление потребленной электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД и АРМ, с помощью электронной почты по выделенному каналу связи по протоколу TCP/IP.
Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ на базе программного комплекса (ПК) «Энергосфера», версия 6.4 функционирует на нескольких уровнях:
• программное обеспечение счетчика;
• программное обеспечение АРМ;
• программное обеспечение сервера БД.
ПО предназначено для автоматического сбора, обработки и хранения данных, получаемых со счетчиков электроэнергии, отображения полученной информации в удобном для анализа и отчетности виде, взаимодействии со смежными системами. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое ПО.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени, включающей в себя GPS - приемник. Время сервера АИИС КУЭ синхронизировано со временем GPS - приемника, корректировка времени выполняется при расхождении времени сервера и GPS - приемника на ±1 с. Сличение времени счетчиков с временем сервера один раз в день, при расхождении времени счетчиков с временем сервера на ±2 с выполняется корректировка, но не чаще чем раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программный комплекс (ПК) «Энергосфера» версии 6.4, в состав которого входят программы указанные в таблице 1. ПК «Энергосфера» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПК «Энергосфера».
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (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 |
| ПК «Энергосфера» | 6.4 | | - |
| CRQ-интерфейс | CRQonDB.exe | 6.4 | 1ffba56d1c45c6c96d4 45f79aeaed68f | MD5 |
| Алармер | AlarmSvc.exe | 6.4 | 5ee9e43043aa25aa343 9b9fcdc0eb86d | MD5 |
| Анализатор 485 | Spy485.exe | 6.4 | 792fc10e74dfc2f1fd7b 8f4954960c96 | MD5 |
| АРМ Энергосфера | ControlAge.exe | 6.4 | 481cbaafc6884e42ef12 5e346d8ebabc | MD5 |
| Архив | Archive.exe | 6.4 | 0d8d84386c574dc1e9 9906da60ef355a | MD5 |
| Импорт из Excel | Dts.exe | 6.4 | 74a349a5101dddd64a 8aab4dfeb60b88 | MD5 |
| Инсталлятор | Install.exe | 6.4 | d80a7b739e6c738bc57 fd1d4ac42483e | MD5 |
| Консоль администратора | Adcenter.exe | 6.4 | 701557ecf47c27d8416 a1fcfedfa13ae | MD5 |
| Локальный АРМ | ControlAge.exe | 6.4 | 42622787a0c9759032 422c613bde8068 | MD5 |
| Менеджер программ | SmartRun.exe | 6.4 | 109d78b66ce47a6972 07035d46ab9987 | MD5 |
| Редактор расчетных схем | AdmTool.exe | 6.4 | 94f572617eadab4f7fc8 d4feb71b7fa2 | MD5 |
| Ручной ввод | HandInput.exe | 6.4 | ab6cf0fb6b01 aa43 efde 930d3e26779e | MD5 |
| Сервер опроса | PSO.exe | 6.4 | 38b24819c3a5d05078 b4ab7aaad0e723 | MD5 |
| Тоннелепроклад-чик | TunnelEcom .exe | 6.4 | 3027cf475f05007ff43c 79c053805399 | MD5 |
| Центр импор-та/экспорта | expimp.exe | 6.4 | adcbfb6041e2059fb0f 4b44c9fc880ca | MD5 |
| Электроколлектор | ECollect.exe | 6.4 | fd3ae9a9180d99d4721 27ff61c992e31 | MD5 |
ПТК «ЭКОМ», включающее в себя программный комплекс (ПК) «Энергосфера» внесен в Госреестре №19542-05.
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
| Ц/Ц q\f | Номер точки измерений | | Состав измерительного канала | Вид электро-энергии | Метрологические |
| характе И | ристики К |
| Наименование объекта | ТТ | ТН | Счетчик | УСПД | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 1 | 1 | ПС 110/6 кВ Изолятор, ввод 6 кВ Т1 | ТЛШ-10-У3 Г осреестр № 6811-78 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 3311 - Зав. № 3316 | НТМИ-6-66 У3 Г осреестр № 2611-70 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7493 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612102421 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,3 |
| 2 | 2 | ПС 110/6 кВ Изолятор, ввод 6 кВ Т2 | ТЛШ-10-У3 Г осреестр № 6811-78 Кл. т. 0,5 3000/5 Зав. № 3305 - Зав. № 187 | НТМИ-6-66 У3 Г осреестр № 2611-70 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7505 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612102538 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,3 |
| 3 | 7 | ПС 110/6 кВ Изолятор, Именная | ТЛМ-10-2У3 Г осреестр № 2473-05 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 7185 - Зав. № 7754 | НТМИ-6-66 У3 Г осреестр № 2611-70 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7505 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612101508 | - | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,3 |
| 4 | 14 | ПС 110/6 кВ Изолятор, Лесотехническая компания | ТЛМ-10-2У3 Г осреестр № 2473-05 Кл. т. 0,5 300/5 Зав. № 7734 - Зав. № 7234 | НТМИ-6-66 У3 Г осреестр № 2611-70 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7505 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0606101447 | | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,3 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| 5 | 9 | ПС 110/6 кВ Изолятор, Магистраль | ТЛМ-10-2У3 Г осреестр № 2473-05 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 7305 - Зав. № 7317 | НТМИ-6-66 У3 Г осреестр № 2611-70 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7505 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0606101202 | - | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,3 |
| 6 | 6 | ПС 110/6 кВ Изолятор, Телевышка | ТЛМ-10-2У3 Г осреестр № 2473-05 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 0039 - Зав. № 7247 | НТМИ-6-66 У3 Г осреестр № 2611-70 Кл. т. 0,5 6000/100 Зав. № 7493 | ПСЧ-4ТМ.05М Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0612101764 | активная, реактивная | ± 1,2 ± 2,8 | ± 3,3 ± 5,3 |
| 7 | 3 | ПС 110/6 кВ Изолятор, ТСН-1 | ТШП-0,66 У3 № 15173-06 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 0067527 Зав. № 0067497 Зав. № 0067680 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0607100782 | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,3 ± 5,2 |
| 8 | 4 | ПС 110/6 кВ Изолятор, ТСН-2 | ТШП-0,66 У3 № 15173-06 Кл. т. 0,5S 400/5 Зав. № 0067656 Зав. № 0067238 Зав. № 0067654 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.04 Г осреестр № 36355-07 Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. №0607100868 | активная, реактивная | ± 1,0 ± 2,4 | ± 3,3 ± 5,2 |
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. Нормальные условия:
параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) Uhom; ток (1 + 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;
температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) Uhom; ток (0,05 (0,02) + 1,2) Ihom; 0,5 инд.<cosф<0,8 емк.
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 °С до + 70 °С,
- для счетчиков от минус 40 °С до + 60 °С; для сервера от +15 °С до +35 °С;
5. Погрешность в рабочих условиях указана для cos9 = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5 °С до +30 °С;
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии;
7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Тизол» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:
КГ_АИИС = 0,99 - коэффициент готовности;
ТО_ИК (АИИС) = 7362 ч - среднее время наработки на отказ.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;
- электросчётчик ПСЧ-4ТМ.05М.- среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления работоспособности te = 2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 84432 ч, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания 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 сотовой связи.
В журналах событий фиксируются факты:
- журнал счётчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчётчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании: - электросчетчика;
- сервера.
Возможность коррекции времени в:
- электросчетчиках (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:
- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;
- Сервер АИИС - 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 учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тизол» типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ОАО «Тизол» 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 ОАО «Тизол»
| Наименование | Количество |
| Измерительные трансформаторы тока ТЛШ-10-У3; ТЛМ-10-2У3; ТШП-0,66 У3 | 18 шт. |
| Измерительные трансформаторы напряжения НТМИ-6-66 У3; | 2 шт. |
| Счетчик электрической энергии многофункциональный ПСЧ-4ТМ.05М; ПСЧ-4ТМ.05М.04 | 8 шт. |
| GPS - приемник | 1 шт. |
| Сервер сбора данных | 1 шт. |
| Сервер баз данных | 1 шт. |
| ПК «Энергосфера» | 1 шт. |
| Автоматизированные рабочие места персонала (АРМы) | 1 шт. |
| Методика поверки | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации | 1 шт. |
| Формуляр | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тизол». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2011 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- ТН - по МИ 2845-2003 «ГСИ Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации» и/или по ГОСТ 8.216-88 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;
- Счетчик ПСЧ-4ТМ.05М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ. Методика поверки согласована ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- комплексы программно-технические ЭКОМ - в соответствии с методикой «ГСИ. Комплекс программно-технический измерительный ЭКОМ. Методика поверки», утвержденной ВНИИМС в ноябре 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 со счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01
Сведения о методах измерений
Изложены в документе «Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тизол».
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002«ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
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».
ГОСТ Р 52425-2005 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».
ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
Руководство по эксплуатации на систему автоматизированную информационноизмерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Тизол».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
