Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГРИНН энергосбыт» (ООО «РЕБЕКА»)
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГРИНН энергосбыт» (ООО «РЕБЕКА») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), которые включают в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики активной и реактивной электроэнергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблицах 2, 3.
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя сервер баз данных (БД), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ), программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» и каналообразующую аппаратуру.
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 случае отсутствия ТТ и ТН подключение цепей счетчика производится по проводным линиям, подключенным непосредственно к первичному источнику). 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 мощности на интервале времени усреднения 30 мин.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством каналообразующей аппаратуры поступает на сервер БД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации.
На верхнем, втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и оформление отчетных документов.
Сервер БД ежесуточно формирует и отправляет с помощью электронной почты по каналу связи по сети Internet с использованием электронной подписи по протоколу TCP/IP отчеты с результатами измерений в формате XML в АО «АТС», филиал АО «СО ЕЭС» РДУ и всем заинтересованным субъектам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ).
АИИС КУЭ также обеспечивает прием измерительной информации от АИИС КУЭ утвержденного типа третьих лиц, получаемой в формате XML-макетов в соответствии с регламентами ОРЭМ в автоматизированном режиме посредством электронной почты сети Internet.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК и ИВК. Для синхронизации шкалы времени СОЕВ в состав ИВК входит устройство синхронизации времени, которое синхронизировано с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) по сигналам ГЛОНАСС.
Сравнение шкалы времени сервера БД с УССВ проводится автоматически. При расхождении шкал времени сервера БД и УССВ, равном или более 1 с, проводится коррекция шкалы времени сервера БД.
Сравнение шкалы времени счетчиков со шкалой времени сервера БД осуществляется автоматически с периодичностью 1 раз в сутки. При расхождении шкал времени счетчиков и сервера БД, равном или более 2 с, проводится коррекция шкалы времени счетчиков.
Журналы событий счетчиков электроэнергии отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств с фиксацией времени до и после коррекции или величиной коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Журналы событий сервера БД отражают: время (дату, часы, минуты, секунды) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Маркировка заводского номера АИИС КУЭ (№ 1383) наносится на этикетку, расположенную на тыльной стороне сервера, типографским способом. Дополнительно заводской номер указывается в паспорте-формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят модули, указанные в таблице 1. ПО «Пирамида 2000» не влияет на метрологические характеристики измерительных каналов АИИС КУЭ, указанные в таблице 3.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Идентификацио нное наименование ПО | Номер версии (идентификаци онный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| CalcClients.dll | не ниже 3.0 | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | MD5 |
| CalcLeakage.dll | не ниже 3.0 | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | MD5 |
| CalcLosses.dll | не ниже 3.0 | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | MD5 |
| Metrology.dll | не ниже 3.0 | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | MD5 |
| ParseBin.dll | не ниже 3.0 | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | MD5 |
| ParseIEC.dll | не ниже 3.0 | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | MD5 |
Продолжение таблицы 1
| Идентификацио нное наименование ПО | Номер версии (идентификаци онный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| ParseModbus.dll | не ниже 3.0 | c391d64271acf4055bb2a4d3fe 1f8f48 | MD5 |
| ParsePiramida.dll | не ниже 3.0 | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | MD5 |
| SynchroNSLdll | не ниже 3.0 | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | MD5 |
| VerifyTime.dll | не ниже 3.0 | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | MD5 |
ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «Пирамида 2000».
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Конструкция средства измерения исключает возможность несанкционированного влияния на программное обеспечение и измерительную информацию.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4.
Таблица 2 - Состав ИК
| Номер ИК | Наименование ИК | Измерительные компоненты | |||
| ТТ | ТН | Счетчик | УССВ | ||
| 1 | Клинцовская ТЭЦ, ГРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. №8, ф. Лайка-Клинцы 1 | ТПФМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 400/5 Рег. № 814-53 | ЗНОЛ.06-6УЗ Кл. т. 0,5 Ктн (6000/V3)/(100/V3) Рег. № 3344-08 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | УСВ-3 Рег. № 64242-16 |
| 2 | Клинцовская ТЭЦ, ЗРУ-6 кВ, I с.ш. 6 кВ, яч. №38, ф.Лайка-Клинцы 2 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 Ктт 300/5 Рег. № 185663 | НТМИ-6-66УЗ Кл. т. 0,5 Ктн 6000/100 Рег. № 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03М Кл. т. 0,2S/0,5 Рег. № 36697-17 | |
| 3 | ТП №1 6 кВ, РУ-0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ООО Т2 Мобайл | _ | _ | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 Кл. т. 1/2 Рег. № 50460-18 | |
| 4 | ВРУ 0,4 кВ, с.ш. 0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону УФК по Брянской области | _ | _ | ПСЧ-4ТМ.05МД.21 Кл. т. 1/2 Рег. № 51593-18 | |
| Примечания: 1. Кл. т. - класс точности, Ктт - коэффициент трансформации трансформаторов тока, Ктн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения, Рег. № - регистрационный номер в Федеральном информационном фонде. 2. Допускается замена ТТ, ТН, счетчиков и УССВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик. 3. Допускается замена сервера без изменения используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО). 4. Замена оформляется техническим актом в установленном на предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть. | |||||
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Номера ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности, (±6), % | Границы погрешности в рабочих условиях, (±6), % | Пределы допускаемой абсолютной погрешности смещения шкалы времени компонентов СОЕВ АИИС КУЭ относительно национальной шкалы координированного времени UTC (SU), с |
| 1, 2 | Активная Реактивная | 1,1 2,6 | 3,1 5,6 | ±5 |
| 3, 4 | Активная Реактивная | 1,0 2,0 | 5,0 11,1 | ±5 |
| Примечания: 1. Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовой). 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95. 3. Границы погрешности результатов измерений приведены - при cos ф=0,9, токе ТТ, равном 100 % от 1ном для нормальных условий; - при cos ф=0,8, токе ТТ, равном 5 % от 1ном для рабочих условий, при температуре окружающего воздуха в местах расположения счетчиков от -40 °С до +60 °С. Для ИК, в состав которых входит счетчик прямого включения, значения силы тока рассчитываются от 1б. | ||||
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК АИИС КУЭ
| Наименование характеристики | Значение |
| 1 | 2 |
| Количество измерительных каналов | 4 |
| Нормальные условия: - параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - частота, Гц - коэффициент мощности cos ф - температура окружающей среды, оС | от 99 до 101 от 100 до 120 от 49,85 до 50,15 0,9 от +21 до +25 |
| Условия эксплуатации: - параметры сети: - напряжение, % от ином - ток, % от 1ном - коэффициент мощности - температура окружающей среды в месте расположения: - ТТ и ТН, оС - счетчиков электроэнергии, оС - сервера, оС - УССВ, оС | от 90 до 110 от 5 до 120 от 0,5 инд до 0,8 емк от -45 до +40 от -40 до +60 от +10 до +30 от +10 до +30 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов: Счетчики: - среднее время наработки на отказ счетчиков, ч, не менее - среднее время восстановления работоспособности, ч | 165000 2 |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 |
| УССВ: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 70000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 1 |
| Глубина хранения информации: Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки, сут, не менее | 113 |
| - при отключении питания, год, не менее | 40 |
| Сервер: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, год, не менее | 3,5 |
Надежность системных решений:
- защита от кратковременных сбоев питания сервера с помощью источника бесперебойного питания.
Регистрация событий:
- в журнале событий счетчика:
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике;
- в журнале событий сервера:
- изменения значений результатов измерений;
- изменения коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов;
- параметрирования;
- пропадания напряжения;
- коррекции времени в счетчике и сервере БД.
Защищённость применяемых компонентов:
- механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика;
- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
- испытательной коробки;
- сервера;
- защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер ИВК.
Возможность коррекции времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере БД (функция автоматизирована).
Возможность сбора информации:
- о состоянии средств измерений;
- о результатах измерений (функция автоматизирована).
Цикличность:
- измерений 30 мин (функция автоматизирована);
- сбора результатов измерений - не реже одного раза в сутки (функция автоматизирована).
Знак утверждения типа
наносится на титульный лист паспорта-формуляра АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 5.
Таблица 5 - Комплектность АИИС КУЭ
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТПФМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока измерительные | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | ЗНОЛ.06-6УЗ | 3 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-6-66У3 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | СЭТ-4ТМ.03М | 2 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МК.20 | 1 |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные | ПСЧ-4ТМ.05МД.21 | 1 |
| Устройство синхронизации времени | УСВ-3 | 1 |
| Программное обеспечение | ПО «Пирамида 2000» | 1 |
| Паспорт-формуляр | ГРИН.411711.АИИС. 1383 ПФ | 1 |
Сведения о методах измерений
приведены в документе «ГСИ. Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «ГРИНН энергосбыт» (ООО «РЕБЕКА»), аттестованном ООО «ПИКА», г. Владимир, уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц RA.RU.315181.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».