Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «Энергосбытовая компания «ЭСКО» для электроснабжения ООО «Фрегат» (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ООО «Энергосбытовая компания «ЭСКО» для электроснабжения ООО «Фрегат», сбора, хранения и обработки полученной информации.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную , многоуровневую систему с централизованным управлением и распределением функций измерения.
АИИС КУЭ решает следующие функции:
- автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;
- периодически (1 раз в 30 мин) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии 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 центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) смежных субъектов оптового рынка;
- предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций - смежных участников 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), соподчинённой национальной шкале времени.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1 -й уровень - информационно-измерительные комплексы (ИИК) включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983 - 2001, трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ 31819.22-2012 для активной электрической энергии и по ГОСТ 31819.21-2012 для реактивной электрической энергии, установленные на объекте, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) на основе специализированного программного обеспечения («Пирамида 2000», производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии», (№ 21906-11 в Государственном реестре средств измерений), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных АИИС КУЭ, устройство синхронизации
Лист № 2
Всего листов 8 системного времени УСВ-2 (№ 41681-10 в Государственном реестре средств измерений), автоматизированного рабочего места персонала (АРМ).
Между уровнями ИИК и ИВК с помощью каналообразующей аппаратуры организованы каналы связи, обеспечивающие передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в режиме автоматизированной передачи данных от ИИК в ИВК. В качестве основного канала используется канал сети Internet-провайдера, в качестве резервного канала используется GSM-сеть (организован при помощи GPRS/GSM-модемов, используется CSD и GPRS - каналы).
На уровне ИВК обеспечивается:
- автоматический регламентный сбор результатов измерений;
- автоматическое выполнение коррекции времени;
- сбор данных о состоянии средств измерений;
- контроль достоверности результатов измерений;
- восстановление данных (после восстановления работы каналов связи, восстановления питания и т.п.);
- возможность масштабирования долей именованных величин электрической энергии;
- хранение результатов измерений, состояний объектов и средств измерений в течение 3,5 лет;
- ведение нормативно-справочной информации;
- ведение «Журналов событий»;
- формирование отчетных документов;
- передачу результатов измерений и данных о состоянии средств измерений в ИА-СУ КУ и другим заинтересованным субъектам ОРЭ;
- безопасность хранения данных и ПО в соответствии с ГОСТ Р 52069.0 - 2003;
- конфигурирование и параметрирование технических средств и ПО;
- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к визуальным, печатным и электронным данным;
- диагностику работы технических средств и ПО;
- разграничение прав доступа к информации;
- измерение времени и синхронизацию времени от СОЕВ.
Данные хранятся в сервере базы данных. Последующее отображение накопленной информации происходит при помощи автоматизированного рабочего места (АРМ). Данные с ИВК передаются на АРМ, установленные в соответствующих службах, по сети Ethernet. Полный перечень информации, получаемой на АРМ, определяется техническими характеристиками многофункциональных электросчетчиков и уровнем доступа АРМ к базе данных и сервера базы данных.
АРМ функционирует на IBM PC совместимом компьютере в среде Windows.
АРМ обеспечивает представление в визуальном виде и на бумажном носителе следующей информации:
- отпуск или потребление активной и реактивной мощности, усредненной за 30-минутные интервалы по любой линии или объекту за любые интервалы времени;
- показатели режимов электропотребления;
- максимальные значения мощности по линиям и объектам по всем зонам суток и суткам;
- допустимый и фактический небаланс электрической энергии за любой контролируемый интервал времени.
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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной элек-
Лист № 3
Всего листов 8 трической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.
Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:
- активная и реактивная электрическая энергия как интеграл от средней за период 0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;
- средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы преобразователей интерфейсов Моха 5130 (основной канал). В случае опроса счетчиков электроэнергии через резервный канал, цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии поступает на входы GSM-модемов iRZ МС 52i-485GI. По запросу или в автоматическом режиме сервер ИВК ООО «Энергосбытовая компания «ЭСКО» осуществляет опрос счетчиков электрической энергии по средствам каналообразующей аппаратуры.
На верхнем - втором уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.
ИИК, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (ИК).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя устройство УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. УСВ-2 осуществляет коррекцию внутренних часов сервера и счетчиков. Коррекция показаний часов счетчиков производится автоматически при рассогласовании с показаниями часов сервера более чем на ±2 c.
Ход часов компонентов системы за сутки не превышает ± 5 с/сут.
Журналы событий счетчиков электрической энергии отражают: время (ДД.ЧЧ.ММ) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент, непосредственно предшествующий корректировке.
Защищенность применяемых компонентов:
а) механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
- счетчика электрической энергии;
- испытательной коробки;
- сервера БД;
б) защита информации на программном уровне:
- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);
- установка пароля на счетчик;
- установка пароля на сервер.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение «Пирамида 2000», которое обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами.
Уровень защиты ПО - С, согласно МИ 3286-2010.
Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО представлены в таблице 1.
Таблица 1. Идентификационные данные метрологически значимых частей ПО
Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения | Другие идентификационные данные | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | 3.0 | e55712d0b1b2190 65d63da949114da e4 | CalcClients.dll | MD5 |
Модуль расчета небаланса энергии/мощности | 3.0 | b1959ff70be1eb1 7c83f7b0f6d4a13 2f | CalcLeakage.dll | MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | 3.0 | d79874d10fc2b15 6a0fdc27e1ca480 ac | CalcLosses.dll | MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях и проверке точности вычислений | 3.0 | 52e28d7b608799 bb3ccea41b548d2 c83 | Metrology.dll | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | 3.0 | 6f557f885b73726 1328cd77805bd1 ba7 | ParseBin.dll | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | 3.0 | 48e73a9283d1e66 494521f63d00b0d 9f | ParseIEC.dll | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | 3.0 | c391d64271acf40 55bb2a4d3fe1f8f 48 | ParseModbus.dll | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | 3.0 | ecf532935ca1a3f d3215049af1fd97 9f | ParsePiramida.dll | MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности справочной информации | 3.0 | 530d9b0126f7cdc 23ecd814c4eb7ca 09 | SynchroNSI.dll | MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | 3.0 | VerifyTime.dll 1ea5429b261fb0e 2884f5b356a1d1e 75 | | MD5 |
Технические характеристики
Состав 1-го уровня ИК и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
приведены в таблице 2.
Таблица 2. Состав 1-го уровня ИК и метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ
№ ИК | Наименование ИК | Состав 1-го уровня ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 |
1 | ТП-10/0,4 кВ ООО «Фрегат» ввод 1 10 кВ | ТНШЛ-0,66; 300/5; к.т. 0,5S; № в Госреест-ре 47957-11 | ЗНОЛП; 10000/100; к.т. 0,5; № в Госреестре 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 36697-12 | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±5,7 ±5,7 |
2 | ТП-10/0,4 кВ ООО «Фрегат» ввод 2 10 кВ | ТНШЛ-0,66; 300/5; к.т. 0,5S; № в Госреест-ре 47957-11 | ЗНОЛП; 10000/100; к.т. 0,5; № в Госреестре 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 36697-12 | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±5,7 ±5,7 |
3 | ТП-10/0,4 кВ ООО «Фрегат» ввод 1 0,4 кВ | ТШЛ-0,66; 5000/5; к.т. 0,5S; № в Госреест-ре 47957-11 | - | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 36697-12 | активная реактивная | ±1,2 ±1,8 | ±5,6 ±5,6 |
4 | ТП-10/0,4 кВ ООО «Фрегат» ввод 2 0,4 кВ | ТШЛ-0,66; 5000/5; к.т. 0,5S; № в Госреест-ре 47957-11 | - | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 36697-12 | активная реактивная | ±1,2 ±1,8 | ±5,6 ±5,6 |
5 | ТП-10/0,4 кВ ООО «Фрегат» КЛ-1 10 кВ | ТНШЛ-0,66; 150/5; к.т. 0,5S; № в Госреест-ре 47957-11 | ЗНОЛП; 10000/100; к.т. 0,5; № в Госреестре 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 36697-12 | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±5,7 ±5,7 |
6 | ТП-10/0,4 кВ ООО «Фрегат» КЛ-2 10 кВ | ТНШЛ-0,66; 150/5; к.т. 0,5S; № в Госреест-ре 47957-11 | ЗНОЛП; 10000/100; к.т. 0,5; № в Госреестре 23544-07 | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 36697-12 | активная реактивная | ±1,4 ±2,1 | ±5,7 ±5,7 |
7 | ТП-10/0,4 кВ «Потребителя» ввод 1 0,4 кВ | ТШЛ-0,66; 3000/5; к.т. 0,5S; № в Госреест-ре 47957-11 | - | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 36697-12 | активная реактивная | ±1,2 ±1,8 | ±5,6 ±5,6 |
№ ИК | Наименование ИК | Состав 1-го уровня ИК | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
ТТ | ТН | Счетчик | Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 7 | 8 | 9 |
8 | ТП-10/0,4 кВ «Потребителя» ввод 2 0,4 кВ | ТШЛ-0,66; 3000/5; к.т. 0,5S; № в Госреест-ре 47957-11 | - | СЭТ-4ТМ.03М к.т. 0,5S/1,0; № в Госреест-ре 36697-12 | активная реактивная | ±1,2 ±1,8 | ±5,6 ±5,6 |
Примечания:
1. Характеристики основной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и
средней мощности.
2. В качестве характеристик основной 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 = 0,8 инд.;
- температура окружающего воздуха (21 - 25) °С;
- относительная влажность воздуха от 30 до 80%;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4Гц;
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,05 - 1,2) Ihom, 0,5 инд < cos9 < 0,8 емк;
- температура окружающего воздуха для измерительных трансформаторов от минус
40 до плюс 60 °С; счетчиков электрической энергии от минус 40 до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха до 90 %;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- напряжение питающей сети переменного тока от 215,6 до 224,4 В;
- частота питающей сети переменного тока от 49 до 51 Гц;
- индукция внешнего магнитного поля от 0 до 0,5 мТл.
5. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Замена оформляется актом. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть
Глубина хранения информации:
- счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания не менее 10 лет;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.
6. Надежность применяемых в системе компонентов:
- счетчик электрической энергии - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- сервер БД - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов среднее время восстановления работоспособности 2 час.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации АИИС КУЭ типографским способом.
Комплектность
В комплект поставки АИИС КУЭ входят изделия, указанные в таблице 3.
Таблица 3 Комплект поставки средства измерений
Наименование изделия | Кол-во шт. | Примечание |
Счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М | 8 | |
Трансформатор тока ТНШЛ-0,66 | 12 | |
Трансформатор тока ТШЛ-0,66 | 12 | |
Трансформатор напряжения ЗНОЛП | 6 | |
Устройство синхронизации времени УСВ-2 | 1 | |
GSM-модем iRZ МС 52i-485GI | 2 | |
GSM-модем IRZ MC52iT | 1 | |
Преобразователь интерфейсов Моха 5130 | 2 | |
Сервер БД DL320e Gen8 E3-1220v2 | 1 | |
Комплекс информационно-вычислительный ПО «Пирамида 2000» | 1 | |
Методика поверки ЭПС 1315РД-13.00.МП | 1 | |
Инструкция по эксплуатации ЭПС 374-13.00.ИЭ | 1 | |
Паспорт ЭПС 1315РД-13.00.ПС | 1 | |
Поверка
осуществляется по документу ЭПС 1315РД-13.00.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «Энергосбытовая компания «ЭСКО» для электроснабжения ООО «Фрегат» Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 03.04.2014 г.
Основные средства поверки:
- для трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- для трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Тран форматоры напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6^3...35 кВ. Методика проверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;
- для счетчиков электрических многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, часть 2, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;
- для устройства синхронизации времени УСВ-2- в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 237.00.001 И1;
- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- радиосервер РСТВ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы и радиосервером РСТВ-01;
- термогигрометр «CENTER» (мод.314).
Сведения о методах измерений
Метод измерений описан в методике измерений «Методика измерений количества электроэнергии и мощности с использованием АИИС КУЭ ООО «Энергосбытовая компания «ЭСКО» для электроснабжения ООО «Фрегат» ЭПС 1315РД-13.00.МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.
Нормативные документы
ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ 31819.21-2012 (IEC 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.
ГОСТ 31819.22-2012 (IEC 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.
ГОСТ 31819.23-2012 (IEC 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
при осуществлении торговли и товарообменных операций.