Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волгоградэнергосбыт". Вторая очередь (далее по тексту -АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
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-информационный канал (ИИК) АИИС КУЭ состоит из двух уровней:
1-ый уровень - 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 баз данных (СБД) Supermicro на базе Intel Xeon W5580 3,2 ГГц с установленным серверным программным обеспечением "Пирамида 2000", устройство синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр № 28716-05) c приемником GPS-сигналов, а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Вспомогательное оборудование - автоматизированное рабочее место оператора (АРМ) с установленным клиентским программным обеспечением "Пирамида 2000", монитор, комплект устройств интерактивного ввода-вывода.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (не реже 1 раза в сутки) 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ);
- передача журналов событий счетчиков в базу данных ИВК.
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.
Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим местным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт^ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS-485, RS-232 и по беспроводному GSM/GPRS каналу (с использованием каналообразующей аппаратуры) поступает в СБД АИИС КУЭ.
СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в ОАО "АТС" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию часов устройств АИИС КУЭ. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. Сигналы точного времени формируются функционально законченным устройством синхронизации времени (УСВ-1) на основании сигналов GPS.
Синхронизация времени в АИИС КУЭ осуществляется программным способом при помощи специально разработанного алгоритма. Программная реализация этого алгоритма функционирует в СБД. Алгоритм включает периодическую (не реже 1 раза в час) отправку запросов на получение значения точного времени от устройства УСВ-1. Коррекция шкалы времени СБД осуществляется при расхождении шкал времени СБД и УСВ-1 на величину ± 1,0 с.
Коррекция шкал времени счетчиков с СБД происходит при расхождении шкал времени счетчиков и СБД на величину более ± 2,0 с.
Факты коррекции шкал времени часов компонентов АИИС КУЭ регистрируются в журналах событий счетчика и СБД.
Программное обеспечение
В состав программного обеспечения (ПО) АИИС КУЭ входит ПО счетчиков, ПО СБД, ПО АРМ.
Программные средства СБД уровня ИВК включают серверную операционную систему, сервисные программы, программы обработки текстовой информации, ПО систем управления базами данных (СУБД) и ПО "Пирамида 2000".
Программные средства АРМ включают операционную систему, программы обработки текстовой информации и клиентское ПО "Пирамида 2000".
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
| Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификационный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| "Пирамида 2000" | 3 | е55712д0ЫЬ219065 d63da949114dae4 | CalcClients.dll | MD5 |
| b1959ff70be1eb17c8 3f7b0f6d4a132f | CalcLeakage.dll |
| d79874dl0fc2b156a0 fdc27elca480ac | CalcLosses.dll |
| 52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 | Metrology.dll |
| 6f557f885b73726132 8cd77805bdlba7 | ParseBin.dll |
| 48e73a9283dle66494 521f63d00b0d9f | ParseIEC.dll |
| c391d64271acf4055b b2a4d3felf8f48 | ParseModbus.dll |
| ecf532935cala3fd32 15049aflfd979f | ParsePiramida.dll |
| 530d9b0126f7cdc23e cd814c4eb7ca09 | SynchroNSI.dll |
| 1ea5429b261fb0e288 4f5b356aldle75 | VerifyTime.dll |
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерения электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения активной и реактивной электроэнергии, а также разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.
ПО "Пирамида 2000" не влияет на метрологические характеристики системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "Волгоградэнергосбыт". Вторая очередь.
Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительно-информационного канала системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ОАО "Волгоградэнергосбыт". Вторая очередь приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
Таблица 2
| № ИИК | Наименование объекта | Состав измерительно-информационного канала | Вид электроэнергии |
| Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Сервер |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | ПС “Пимено-Черни” ВЛ-35 кВ "Выпасная" | ТФЗМ 35А-У1 Кл. т. 0,5 200/5 Зав. № 1832 Зав. № 1840 Госреестр № 26417-06 | ЗНОМ-35 Кл. т. 0,5 35000/^3/100/^3 Зав. № 1298920 Зав. № 1404518 Зав. № 1261072 Госреестр № 912-54 | СЭТ-4ТМ.03 Кл. т. 0,2S/0,5 Зав. № 03051139 Госреестр № 27524-04 | Supermicro на базе Intel Xeon W5580 3,2 ГГц | Активная, Реактивная |
Таблица 3
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 81(2)%, I1(2)< I изм< I 5 % | 85 %, I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,28 | 1,0 | - | ± 1,9 | ± 1,3 | ± 1,0 |
| 0,9 | - | ± 2,4 | ± 1,5 | ± 1,2 |
| 0,8 | - | ± 2,9 | ± 1,8 | ± 1,4 |
| 0,7 | - | ± 3,6 | ± 2,1 | ± 1,7 |
| 0,5 | - | ± 5,5 | ± 3,1 | ± 2,4 |
| Номер ИИК | cosф | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ |
| 81(2)%, I1(2)< I изм< I 5 % | 85 %, I5 %— I изм< I 20 % | 820 %, I 20 %— I изм< I 100 % | 8100 %, I100 %— I изм— I 120 % |
| 1 ТТ-0,5; ТН-0,5; Сч-0,5 | 0,9 | - | ± 7,1 | ± 4,0 | ± 3,0 |
| 0,8 | - | ± 5,2 | ± 3,1 | ± 2,4 |
| 0,7 | - | ± 4,3 | ± 2,7 | ± 2,1 |
| 0,5 | - | ± 3,4 | ± 2,2 | ± 1,9 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cos9=1,0 нормируется от 11%, а погрешность измерений Si(2)%P и Si(2)%q для созф<1,0 нормируется от I2%..
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 0,98^Uhom до 1,02^Uhom;
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2^Ihom, cos9=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25оС.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети от 0,9^Uhom до 1,1-Uhom;
- сила тока от 0,05^ Ihom до 1,2- Ihom;
- температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от минус 10 до плюс 30ОС;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;
- для сервера от плюс 15 до плюс 25ОС.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ 30206-94 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 26035-83 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
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.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;
- устройство синхронизации времени УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчика Тв < 2 часа;
- для УСВ-1 Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для GSM 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 счетчике, сервере, АРМ;
Лист № 6
Всего листов 8
- 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:
- счетчике (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
| Наименование | Тип | Количество, шт. |
| 1 | 2 | 3 |
| 1 Трансформатор тока | ТФЗМ 35А-У1 (Госреестр № 26417-06) | 2 |
| 2 Трансформатор напряжения | ЗНОМ-35 (Госреестр № 912-54) | 3 |
| 3 Счётчик электрической энергии | СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) | 1 |
| 4 GSM/GPRS модем | Siemens MC35iT | 2 |
| 5 Устройство синхронизации времени | УСВ-1 (Госреестр № 28716-05) | 1 |
| 6 Сервер сбора и хранения БД | Supermicro на базе Intel Xeon W5580 3,2 ГГц | 1 |
| 7 Коммутатор | HP ProCurve Switch 2510-24 | 1 |
| 8 Источник бесперебойного питания | APC Smart-UPS 2200 VA | 1 |
| 9 Специализированное программное обеспечение "Пирамида 2000" | в составе ИИС "Пирамида" (Госреестр № 21906-11) | 1 |
| 10 Методика поверки | МП 1808/550-2014 | 1 |
| 11 Паспорт - формуляр | 93523624.422231.14/010.ЭД.ФО | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1808/550-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ОАО "Волгоградэнергосбыт". Вторая очередь. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" 07 марта 2014 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;
- для счётчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" 10 сентября 2004 г.;
- для УСВ-1 - по методике поверки ВЛСТ 221.00.000 МП, утверждённым ФГУП "ВНИИФТРИ" в декабре 2004 г.
Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04).
Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
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 информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)
ОАО "Волгоградэнергосбыт". Вторая очередь. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 1344/550-01.00229-2014.
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.
6 ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.
