Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО "Русское Время"
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Русское Время» (далее - АИИС КУЭ ООО «Русское Время») предназначена для измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии в точках измерений ООО «Русское Время», интервалов времени, календарного времени.
Описание
АИИС КУЭ ООО «Русское Время», заводской №1 представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения, которая состоит из двух измерительных каналов (ИК), измерительно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ) и измерительновычислительного комплекса (ИВК).
АИИС КУЭ ООО «Русское Время» решает следующие задачи:
- организация автоматизированного коммерческого учета электроэнергии в точках измерений ООО «Русское Время»;
- обмен информацией с заинтересованными участниками ОРЭ по согласованному формату и регламенту;
- формирования отчетных документов.
АИИС КУЭ ООО «Русское время» включает в себя следующие уровни:
1-й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК), включающие измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счетчики активной и реактивной электроэнергии класса точности по ГОСТ Р 30206-94 (в части активной электроэнергии), по ГОСТ Р 26035-83 (в части реактивной электроэнергии), установленные на объектах АИИС КУЭ ООО «Русское Время».
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи.
3-й уровень - измерительно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя промышленный сервер (далее - сервер), аппаратуру передачи данных внутренних и внешних каналов связи, автоматизированное рабочее место (АРМ).
Первичные фазные 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, полной мощности и интегрированные по времени значения активной и реактивной энергии.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485 (счетчик - УСПД).
В УСПД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и передача накопленных данных на уровень ИВК.
Передача данных с уровня ИВКЭ на уровень ИВК осуществляется с помощью сетей стандарта GSM операторов сотовой связи в режиме пакетной передачи данных с использованием
технологии GPRS через интернет (основной канал) и в режиме канальной передачи данных с использованием технологии CSD (модемное соединение) (резервный канал).
На верхнем уровне системы выполняется автоматизированный сбор и хранение результатов измерений, диагностика состояния средств измерений, подготовка и отправка отчетов.
Глубина хранения информации:
- электросчетчик - не менее 35 суток;
- УСПД - не менее 35 суток;
- сервер ИВК - не менее 3,5 лет.
Для выдачи данных об энергопотреблении на сервер баз данных энергоснабжающей организации, ОАО «СО ЕЭС» и другим заинтересованным субъектам предусмотрено использование основного и резервного каналов связи:
- основной канал: сеть интернет, рассылка XML и АСКП файлов по электронной почте. Скорость передачи данных составляет не менее 115200 бит/с.;
- резервный канал: сотовая связь стандарта GSM. Скорость передачи данных составляет не менее 9600 бит/с.
АИИС КУЭ ООО «Русское Время» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации системного времени УСВ-2, включающего в себя ГЛОНАСС/GPS-приемник. УСВ-2 синхронизирует время по сигналам поверки времени, получаемым от ГЛОНАСС/GPS-приемника. Сервер ИВК периодически (1 раз в 1 час) производит синхронизацию системного времени со временем УСВ-2, вне зависимости от наличия расхождения, погрешность синхронизации не более 0,2 с. Сервер ИВК периодически (1 раз в 1 час) производит синхронизацию времени на УСПД, вне зависимости от наличия расхождения. УСПД во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 мин) сравнивает время на счетчиках электроэнергии. При обнаружении расхождения больше +2 с времени в счетчике электроэнергии от времени в УСПД производится синхронизация времени счетчика.
Журналы событий счетчика электрической энергии и сервера 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 средства измерения
ПО «Пирамида 2000» строится на базе центров сбора и обработки данных, которые объединяются в иерархические многоуровневые комплексы и служат для объединения технических и программных средств, позволяющих собирать данные коммерческого учета со счетчиков электрической энергии и УСПД.
Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных тарифных зон не зависят от способов передачи измерительной информации и способов организации измерительных каналов ИВК «Пирамида 2000» и определяются классом применяемых электросчетчиков (кл. точности 0,2S; 0,5).
Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии в ИВК «Пирамида 2000», получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного (учтенного) значения.
Идентификационные данные программного обеспечения, установленного АИИС КУЭ ООО «Русское Время», приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
| Наименование ПО | Идентификационное наименование ПО | Номер версии (идентификацион ный номер) ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| Пирамида 2000. Сервер | P2KServer.exe | 20.02/2010/С-300 | 111b7d2c3ce45ac4a0e d2aec8cccae59 | MD5 |
В соответствии с МИ 3286-2010 установлен уровень «С» защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений.
Технические характеристики
Таблица 2
| Параметр | Значение |
| Пределы допускаемых значений относительной погрешности измерения электроэнергии | Значения пределов допускаемых погрешностей приведены в таблице 3. |
| Параметры питающей сети переменного тока: Напряжение, В Частота, Г ц | 220±22 50±1 |
| Температурный диапазон окружающей среды: - счетчиков электрической энергии, °С - трансформаторов тока и напряжения, °С | от 0 до +30 от -30 до +30 |
| Индукция внешнего магнитного поля в местах установки счетчиков, не более, мТл | 0,5 |
| Мощность, потребляемая вторичной нагрузкой, подключаемой к ТТ и ТН, % от номинального значения | 25-100 |
| Потери напряжения в линии от ТН к счетчику, не более, % | 0,25 |
| Первичные номинальные напряжения, кВ | 6 |
| Первичные номинальные токи, кА | 1 |
| Номинальное вторичное напряжение, В | 100 |
| Номинальный вторичный ток, А | 5 |
| Количество точек учета, шт. | 2 |
| Интервал измерений, минут | 30 |
| Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов, не более, секунд в сутки | ±5 |
| Средний срок службы системы, не менее, лет | 10 |
Таблица 3
Пределы допускаемых относительных погрешностей измерения электрической энергии, %.
| № ИК | Состав ИК | cos ф (sin ф) | 5 5%I I5 %—I<I20 % | 5 20%I I20 %<I<I100 % | 5 100%i I100 %<I<I120 % |
| 1, 2 | ТТ (класс точности 0,5) ТН (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 0,2S) | 1 | WP5%< WPu3M<WP20% | WP20%< W1>ii:m <WP100% | Wp100%< WPu3M<WP120% |
| ±1,9 | ±1,2 | ±1,1 | |||
| 0,8 (инд.) | WP4%< WPu3M<WP16% | Wp16%< WPu3M<WP80% | Wp80%< WPu3M<WP96% | ||
| ±3,0 | ±1,8 | ±1,5 | |||
| 0,5 (инд.) | WP2,5%< WPu3M<WP10% | Wp10%< Wpu3M<Wp50% | Wp50%< Wpu3M<Wp60% | ||
| ±5,5 | ±3,0 | ±2,3 | |||
| ТТ (класс точности 0,5) ТН (класс точности 0,5) Счетчик (класс точности 0,5) (реактивная энергия) | 0,8 (0,6) | WQ4%< WQu3M<WQ16% | Wq16%< Wqu3m<Wq80% | WQ80%< Wqu3m<Wq96% | |
| ±4,6 | ±2,6 | ±2,0 | |||
| 0,5 (0,87) | WQ2,5%< WQu3M<WQ10% | WQ10%< WQu3M<WQ50% | WQ50%< WQu3M<WQ60% | ||
| ±2,9 | ±1,7 | ±1,5 |
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 4.
Таблица 4. Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики.
| Канал измерений | Средство измерений | Ктт • Ктн • Ксч | Наименование измеряемой величины | |||||
| Номер ИК, код точки измерен ий | Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения | Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации, № Г осреестра СИ или свидетельства о поверке | Обозначение, тип | Заводской номер | ||||
| АИИС КУЭ ООО «Русское Время» | УСПД | № 28822-05 | СИКОН С70 | № 05644 | Энергия ;и<тивн;1я,\¥р Энергия реакmивная,WQ Календарное время | |||
| 1 | КЛ 603 ПС 35/6 «Саваслейка» | II | КТ 0,5 Ктт=200/5 Гос. р. № 2473-69 | А | ТЛМ-10 | № 1531 | о о о ci | Ток первичный,11 |
| С | ТЛМ-10 | № 3515 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=6000/100 Гос. р. № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 | № б/н | Напряжение первичное,и1 | |||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5 Ксч=1 Гос. р. № 27524-04 К, 5000 имп/кВт^ч (квар^ч) 1ном = 1 А | СЭТ-4ТМ.03 | №0108075931 | Ток вторичный,12 Напряжение вторичное,и2 Энергия активная^р Энергия реактивная,WQ Календарное время | ||||
| 2 | КЛ 604 ПС 35/6 «Саваслейка» | II | КТ 0,5 Ктт=200/5 Гос. р. № 2473-69 | А | ТЛМ-10 | № 1522 | 24 000 | Ток первичный, I1 |
| С | ТЛМ-10 | № 1512 | ||||||
| ТН | КТ 0,5 Ктн=6000/100 Гос. р. № 2611-70 | А В С | НТМИ-6-66 | № 0009 | Напряжение первичное, U1 | |||
| Счетчик | КТ 0,2S/0,5 Ксч=1 Гос. р. № 27524-04 К,=5000 имп/кВт^ч (квар^ч) 1ном = 1 А | СЭТ-4ТМ.03 | №0108076064 | Ток вторичный, I2 Напряжение вторичное, U2 Энергия активная, WP Энергия реактивная, Wq Календарное время | ||||
Примечание: в процессе эксплуатации системы возможны замены отдельных измерительных компонентов без переоформления свидетельства об утверждении типа АИИС КУЭ ООО «Русское Время»: стандартизованных компонентов - измерительных трансформаторов и счетчиков электрической энергии на аналогичные утвержденных типов, классы точности которых должны быть не хуже классов точности первоначально указанных в таблице, а также УСПД - на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом, согласно МИ 2999-2006. Акт хранится совместно с описанием типа АИИС КУЭ ООО «Русское Время» как его неотъемлемая часть.
Надежность применяемых в системе компонентов:
- электросчетчик - среднее время наработки на отказ не менее Т=140000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более t8=2 ч;
- УСПД - среднее время наработки на отказ не менее Т=70000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более t8=2 ч;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=45000 ч, среднее время восстановления работоспособности не более t8=1 ч;
Надежность системных решений:
- резервирование электрического питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;
- резервирование внешних каналов передачи данных осуществляется посредством использования основного и резервного каналов связи:
- основной канал: рассылка XML и АСКП файлов по электронной почте. Скорость передачи данных составляет не менее 115200 бит/с.;
- резервный канал: сотовая связь стандарта GSM. Скорость передачи данных составляет не менее 9600 бит/с.
Регистрация событий:
Журнал событий счетчика:
- результаты самодиагностики счетчика;
- открытия и закрытия защитной крышки (электронной пломбы);
- изменение паролей счетчика;
- коррекция даты и времени;
- несанкционированный программный доступ;
- модификация программы;
- замена версии программного обеспечения;
- пропадание и появление напряжения пофазно;
- начало и окончание перерыва основного питания;
- автоматический переход счетчика на резервное питание и обратно;
- включение и выключение счетчика.
Журнал событий УСПД:
- программный перезапуск;
- аппаратный перезапуск;
- результаты самодиагностики;
- включение и выключение устройства;
- коррекция времени;
- начало и окончание перерыва основного питания;
- автоматический переход на резервное питание и обратно.
Журнал событий ИВК:
- программный перезапуск;
- аппаратный перезапуск;
- результаты самодиагностики прикладного ПО;
- коррекция времени (при выходе за пределы + 5 секунд);
- автоматический переход на резервное питание и обратно.
Защищенность применяемых компонентов:
Механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- электросчетчиков;
- промежуточных клеммников вторичных цепей;
- испытательных коробок;
- шкафа УСПД;
- помещения серверной.
Защита информации на программном уровне:
- результатов измерений при передаче информации (возможность использования цифровой подписи);
- установка паролей на счетчик;
- установка паролей на УСПД;
- установка паролей на сервер ИВК и АРМ.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Русское Время».
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ ООО «Русское Время» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплект поставки приведен в таблицах 4, 5.
Таблица 5
| Наименование программного обеспечения, вспомогательного оборудования и документации | Необходимое количество для АИИС КУЭ ООО «Русское Время» |
| Сервер HP ProLiant DL160 G6; сотовый модем стандарта GSM 900/1800 Siemens ES75. | 1 комплект |
| Шкаф УСПД (УСПД СИКОН С70; коммуникатор GSM C-1.01; ИБП Back UPS 500 ВА APC) | 1 комплект |
| Программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000.Сервер» Версия 20.02/2010/С-300 | 1 комплект |
| Устройство синхронизации системного времени УСВ-2 (зав. № 2175) | 1 шт. |
| Руководство по эксплуатации (1000035.АИИС.ЭД.И3) | 1 шт. |
| Методика поверки (1000035.АИИС.ЭД.МП) | 1 шт. |
| Формуляр (1000035.АИИС.ЭД.ПС) | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Русское Время». Методика поверки» 1000035.АИИС.ЭД.МП, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.
Перечень основных средств поверки:
- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;
- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;
- средства поверки счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки «Счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03, СЭТ-4ТМ.02. Методика поверки» ИЛГШ.411152.124 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 20.11.2007 г.;
- средства поверки УСПД СИКОН С70 в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные. СИКОН С70. Методика поверки. ВЛСТ 220.00.000 И1», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 году;
- оборудование для поверки УСВ-2 в соответствии с методикой поверки (ВЛСТ 237.00.000 И1), утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2009 году;
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы;
- 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
Сведения о Методике измерений изложены в документе «Методика измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ООО «Русское Время». (1000035.АИИС.МИ).
Нормативные документы
1. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
2. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
3. ГОСТ 30206-94 Статические счетчики ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2 S и 0,5 S).
4. ГОСТ 26035-83 «Счетчики электрической энергии переменного тока электронные. Общие технические условия».
5. ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
6. ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
Рекомендации к применению
осуществление торговли и товарообменных операций.