Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ОАО «Букет Чувашии») (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности в точках измерения ООО «НижегородЭнергоТрейд», 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 измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52323 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 для реактивной электрической энергии, установленные на объектах, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных.
2 -й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя информационно-вычислительный комплекс «ИКМ-Пирамида» производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (№ 45270-10 в Государственном реестре средств измерений), устройство синхронизации времени на базе GPS-приемника типа УСВ-2 производства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (№ 41681-10 в Государственном реестре средств измерений), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000» произ-
Лист № 2
Всего листов 8 водства ЗАО ИТФ «Системы и технологии» (№ 21906-11 в Государственном реестре средств измерений), каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.
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 интервалов 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 трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые совместно с первичными напряжениями 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 электрической 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:
Лист № 3
Всего листов 8
- 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.
Счетчики электроэнергии по запросу ИВК передают измерительную информацию по каналам связи сотового оператора GSM-стандарта в ЦСОИ, где происходит обработка и хранение результатов измерений.
ИИК, ИВК и линии связи между ними образуют измерительные каналы (ИК). Метрологические характеристики и состав первого уровня ИК указан в таблице 2.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая включает в себя устройства УСВ-2 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). Часы УСВ-2 синхронизированы с приемником сигналов точного времени, сличение ежесекундное. Погрешность синхронизации не более ±0,35 с. УСВ-2 осуществляет коррекцию показаний внутренних часов ИВК «ИКМ-Пирамида» не реже чем 1 раз в 1 час независимо от величины расхождения. Коррекция показаний часов счетчика электроэнергии с показаниями часов ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит один раз в сутки независимо от величины расхождения.
Ход часов компонентов системы 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
Прикладное программное обеспечение «Пирамида 2000» защищено от непреднамеренных и преднамеренных изменений. Уровень защиты - С, согласно МИ 3286-2010.
Идентификационное 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 | e55712d0b1b219065 d63da949114dae4 | CalcClients.dll | MD5 |
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 расчета небаланса энергии/мощности | 3.0 | b1959ff70be1eb17c 83f7b0f6d4a132f | CalcLeakage.dll | MD5 |
Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | 3.0 | d79874d10fc2b156 a0fdc27e1ca480ac | CalcLosses.dll | MD5 |
Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | 3.0 | 52e28d7b608799bb3 ccea41b548d2c83 | Metrology.dll | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | 3.0 | 6f557f885b737261 328cd77805bd1ba7 | ParseBin.dll | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | 3.0 | 48e73a9283d1e664 94521f63d00b0d9f | ParseIEC.dll | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | 3.0 | c391d64271acf405 5bb2a4d3fe1f8f48 | ParseModbus.dll | MD5 |
Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | 3.0 | ecf532935ca1a3fd3 215049af1fd979f | ParsePiramida.dll | MD5 |
Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативносправочной информации | 3.0 | 530d9b0126f7cdc2 3ecd814c4eb7ca09 | SynchroNSI.dll | MD5 |
Модуль расчета величины рассинхронизации и значений коррекции времени | 3.0 | 1ea5429b261fb0e2 884f5b356a1d1e75 | VerifyTime.dll | MD5 |
Технические характеристики
Состав 1-ого уровня ИК и основные метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
Таблица 2. Метрологические характеристики ИК и состав 1-го уровня измерительных каналов АИИС КУЭ.
№ ИК | Наименование присоединения | ТТ | ТН | Счетчик | Вид электроэнергии | Метрологические характеристики ИК |
Основная погрешность, % | Погрешность в рабочих условиях, % |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
1 | РП-6 кВ «Элеватора», 1СШ 6 кВ, ячейка № 1 | ТПК-10; 400/5; к.т. 0,5S; № в Госреестре 22944-07 | ЗНОЛ; 6000^3/ 100^3 к.т. 0,5; № в Госреестре 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03; к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 27524-04 | активная реактивная | ±0,9 ±2,0 | ±5,6 ±5,4 |
2 | РП-6 кВ «Элеватора», 2СШ 6 кВ, ячейка № 18 | ТПК-10; 400/5; к.т. 0,5S; № в Госреестре 22944-07 | ЗНОЛ; 6000^3/ 100^3 к.т. 0,5; № в Госреестре 46738-11 | СЭТ-4ТМ.03; к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 27524-04 | активная реактивная | ±0,9 ±2,0 | ±5,6 ±5,4 |
3 | РП-6кВ ОАО "Букет Чувашии", 1СШ 6 кВ, ячейка № 19 | ТПЛ-10-М; 100/5; к.т. 0,5; № в Госреестре 22192-03 | НТМИ-6-66; 6000/100 к.т. 0,5; № в Госреестре 2611-70 | СЭТ-4ТМ.03; к.т. 0,2S/0,5; № в Госреестре 27524-04 | активная реактивная | ±1,1 ±2,0 | ±5,4 ±4,6 |
4 | РП-6 кВ ОАО «Букет Чувашии», РУ-0,4 кВ, КЛ-0,4 кВ в сторону ОАО «Пром-трак» | ТОП; 200/5; к.т. 0,5S; № в Госреестре 47959-11 | - | СЭТ-4ТМ.03; к.т. 0,5S/1,0; № в Госреестре 27524-04 | активная реактивная | ±0,7 ±1,8 | ±5,5 ±5,3 |
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 50,4 Гц;
- индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.
4. Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном;
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 % при температуре окружающего воздуха 30°С;
- атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);
- 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 - для СЭТ-4ТМ.03 среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа;
- ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
- устройство синхронизации системного времени - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности 2 часа.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа руководства по эксплуатации и паспорта 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.03 | 4 | |
Трансформатор тока ТПК-10 | 4 | |
Трансформатор тока ТПЛ-10-М | 2 | |
Трансформатор тока ТОП | 3 | |
Трансформатор напряжения ЗНОЛ | 6 | |
Трансформатор напряжения НТМИ-6-66 | 1 | |
ИВК "ИКМ-Пирамида" | 1 | |
Устройство синхронизации времени УСВ-2 | 1 | |
GSM-Модем Centurion MC 52iT | 3 | |
Контроллер Сикон ТС65 | 1 | |
Специализированное программное обеспечение «Пирамида 2000» | 1 | |
Методика поверки ЭПС 1248РД-13.01.МП | 1 | |
Инструкция по эксплуатации ЭПС 1248РД-13.ИЭ | 1 | |
Паспорт ЭПС 1248РД-13.ПС | 1 | |
Поверка
осуществляется по документу ЭПС 1248РД-13.01.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ООО «НижегородЭнергоТрейд» (ОАО «Букет Чувашии») Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 12.12.2013 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. Трансформаторы 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.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ;
- для устройства синхронизации времени УСВ-2- в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 237.00.001И1;
- средства измерений в соответствии с МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки тран форматоров напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- средства измерений в соответствии с МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка тран форматоров 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 с ПО для работы с радиосервером РСТВ-01;
- термогигрометр «CENTER» (мод.314).
Сведения о методах измерений
Метод измерений описан в методике измерений НЭК 02.032.00.000 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 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия.
ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.
Лист № 8
Всего листов 8
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли и товарообменных операций.