Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод «Марс» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из двух уровней:
1-ый уровень - включает в себя 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 сбора и обработки данных (далее - СБД), коммуникатор С-1.02, автоматизированное рабочее место (АРМ), устройство синхронизации системного времени (УССВ) УСВ-1 (Госреестр № 28716-05), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
АРМ оператора представляет собой персональный компьютер, на котором установлена клиентская часть ПО «Пирамида 2000. АРМ». АРМ по ЛВС предприятия связано с сервером, на котором установлено ПО «Пирамида 2000. Сервер». Для этого в настройках ПО «Пирамида 2000. АРМ» указывается IP-адрес сервера.
В качестве СБД используется сервер HP ProLian ML370 («ИКМ Пирамида»)
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;
- периодический (1 раз в 30 мин) 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.
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 московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.
Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи и далее через коммуникатор С-1.02 по беспроводной сети стандарта GSM поступает в СБД. СБД АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет обработку измерительной информации (умножение на коэффициенты трансформации, перевод измеренных значений в именованные физические величины), формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Тверское РДУ, филиал ОАО «МРСК Центра» - «Тверьэнерго», ОАО «Тверьэнергосбыт» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УССВ, счетчиков, сервера.
В качестве УССВ используется устройство УСВ-1, к которому подключен GPS-приемник. УСВ-1 осуществляет прием сигналов точного времени системы GPS непрерывно.
Сравнение показаний часов УСВ-1 и СБД осуществляется постоянно, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов УСВ-1 и СБД на величину более чем ±2 с.
Сравнение показаний часов счетчиков и СБД осуществляется постоянно, синхронизация осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и СБД на величину более чем ±2 с.
Программное обеспечение
В состав ПО АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПО ССД и СБД АИИС КУЭ. Программные средства ССД и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Пирамида», ПО СОЕВ.
Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.
Таблица 1
Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
ПО «Пирамида 2000» | модуль, объединяющий драйвера счетчиков | BLD.dll | Версия 8 | 58a40087ad0713aaa6 668df25428eff7 | MD5 |
драйвер кэширования ввода данных | cachect.dll | 7542c987fb7603c985 3c9alll0f6009d |
драйвер опроса счетчика СЭТ 4ТМ | Re- gEvSet4tm.dll | 3f0d215fc6l7e3d889 8099991c59d967 |
драйвера кэширования и опроса данных контроллеров | caches 1.dll | b436dfc978711f46db 31bdb33f88e2bb |
cacheS10.dll | 6802cbdeda81 efea2b 17145ff22efOO |
siconsl0.dll | 4b0ea7c3e50a73099fc9908f c785cb45 |
sicons50.dll | 8d26c4d519704b0bc 075e73fDlb72118 |
драйвер работы с СОМ-портом | comrs232.dll | bec2e3615b5f50f2f94 5abc858f54aaf |
драйвер работы с БД | dbd.dll | feO5715defeec25eO62 245268ea0916a |
библиотеки доступа к серверу событий | ESClient_ex.dll | 27c46d43bllca3 920c f2434381239d5d |
filemap.dll | C8b9bb71f9faf20774 64df5bbd2fc8e |
библиотека проверки прав пользователя при | plogin.dll | 40cl0e827a64895c32 7e018dl2f75181 |
ПО ИВК «Пирамида» не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ. Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286 - 2010.
Технические характеристики
Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.
Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.
к к % | Наименование объекта | Состав ИИК | Вид электро энергии |
Трансформатор тока | Трансформатор напряжения | Счетчик электрической энергии | Сервер |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
1 | ПС 110/10 кВ «Алунд», 2 секция 10 кВ, яч.№3 | ТВК-10 Кл. т. 0,5 КТ 150/5 Зав. № 0332 Зав. № 0339 Госреестр № 8913-82 | НТМИ-10 Кл. т. 0,5 КТ 10000/100 Зав. № 5009 Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0607122594 Госреестр № 36355-07 | 8 » О сЗ 01 ид 14 ми о & о S с J V £ « к | Активная Реактив ная |
2 | ПС 110/10 кВ «Алунд», 2 секция 10 кВ, яч.№4 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 КТ 200/5 Зав. № 575608 Зав. № 646672 Зав. № 575611 Госреестр № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М. 10 Кл. т. 0,5S Зав. № 0608120248 Госреестр № 36355-07 | Активная |
3 | ПС 110/10 кВ «Алунд», 2 секция 10 кВ, яч.№9 | ТВЛМ-10 Кл. т. 0,5 КТ 150/5 Зав. № 37279 Зав. № 65420 Г осреестр № 1856-63 | НТМИ-10 Кл. т. 0,5 КТ 10000/100 Зав. № 5006 Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0607123014 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактив ная |
4 | ПС 110/10 кВ «Алунд», 2 секция 10 кВ, яч.№10 | ТВК-10 Кл. т. 0,5 КТ 150/5 Зав. № 0005 Зав. № 0008 Госреестр № 8913-82 | НТМИ-10 Кл. т. 0,5 КТ 10000/100 Зав. № 5006 Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0607122701 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактив ная |
5 | ПС 110/10 кВ «Алунд», 1 секция 10 кВ, яч.№13 | Т-0,66 Кл. т. 0,5 КТ 200/5 Зав. № 575606 Зав. № 575609 Зав. № 575612 Госреестр № 36382-07 | - | ПСЧ-4ТМ.05М. 10 Кл. т. 0,5S Зав. № 0608120528 Госреестр № 36355-07 | Активная |
6 | ПС 110/10 кВ «Алунд», 1 секция 10 кВ, яч.№17 | ТВК-10 Кл. т. 0,5 КТ 200/5 Зав. № 00549 Зав. № 01505 Госреестр № 8913-82 | НТМИ-10 Кл. т. 0,5 КТ 10000/100 Зав. № 1961 Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0607122601 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактив ная |
7 | ПС 110/10 кВ «Алунд», 1 секция 10 кВ, яч.№20 | ТВК-10 Кл. т. 0,5 КТ 200/5 Зав. № 22320 Зав. № 00984 Госреестр № 8913-82 | НТМИ-10 Кл. т. 0,5 КТ 10000/100 Зав. № 1961 Госреестр № 831-69 | ПСЧ-4ТМ.05М Кл. т. 0,5S/1,0 Зав. № 0607122622 Госреестр № 36355-07 | Активная Реактив ная |
Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % |
I5 %£ 1 изм< 1 20 % | 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | I100 %£ 1 изм£ 1 120 % |
1, 3, 4, 6, 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,2 | ±1,7 | ±1,6 |
0,9 | ±2,7 | ±1,9 | ±1,7 |
0,8 | ±3,2 | ±2,1 | ±1,9 |
0,7 | ±3,8 | ±2,4 | ±2,1 |
0,5 | ±5,7 | ±3,3 | ±2,7 |
2, 5 (ТТ 0,5; Счетчик 0,5S) | 1,0 | ±2,2 | ±1,6 | ±1,5 |
0,9 | ±2,6 | ±1,8 | ±1,6 |
0,8 | ±3,1 | ±2,0 | ±1,7 |
0,7 | ±3,7 | ±2,3 | ±1,9 |
0,5 | ±5,6 | ±3,1 | ±2,4 |
Номер ИИК | cos9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации 5, % |
I5 %£ 1 изм< 1 20 % | 1 20 %£ 1 изм< 1 100 % | I100 %£ 1 изм£ 1 120 % |
1, 3, 4, 6, 7 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Счетчик 1,0) | 0,9 | ±7,2 | ±3,9 | ±2,9 |
0,8 | ±4,5 | ±2,5 | ±2,0 |
0,7 | ±3,7 | ±2,1 | ±1,7 |
0,6 | ±2,7 | ±1,7 | ±1,4 |
0,5 | ±7,2 | ±3,9 | ±2,9 |
Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с/сут.
Примечания:
1. Погрешность измерений 51(2)%P и 51(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 51(2)%p и 51(2)%q для cosj<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 0,98Ином до 1,02-ином;
• сила тока от 1ном до 1,21ном, cosj=0,9 инд;
• температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25 °С.
5. Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
• напряжение питающей сети 0,9Ином до 1,1Ином;
• сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном;
• температура окружающей среды:
- для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и по ГОСТ 52425-05 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 ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;
• 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 сервера Тв < 1 час;
• для компьютера АРМ Тв < 1 час;
• для 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 счетчиках, УССВ, сервере, АРМ;
• 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:
• счетчиках (функция автоматизирована);
• сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
• счетчики электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - 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 средства 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
Наименование | Тип | Коли чест во, шт. |
Трансформатор тока | ТВК-10 | 2 |
Трансформатор тока | ТВЛМ-10 | 6 |
Трансформатор тока | Т-0,66 | 2 |
Трансформатор напряжения | НТМИ-10 | 5 |
Счетчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05М | 2 |
Счетчик электрической энергии | ПСЧ-4ТМ.05М.10 | 2 |
Модем | TELEOFIS | 1 |
Сервер | NeoLab C140108 | 1 |
Специализированное программное обеспечение | ПО «Пирамида 2000. Сервер» | 1 |
Источник бесперебойного питания | Back-UPS CS 500 | 2 |
Устройство синхронизации системного времени | УСВ-1 | 1 |
Методика поверки | МП 1555/446-2013 | 1 |
Паспорт - формуляр | ИСАЭ.411711.007.ПФ | 1 |
Поверка
осуществляется по документу МП 1555/446-2013 «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «Завод «Марс». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в феврале 2013 года.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;
- трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;
- счетчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;
- ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;
- УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки 221 00.000МП» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 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 ИСАЭ.411711.007.МИ:
«Методика измерений электрической энергии и мощности на основе АИИС КУЭ ОАО «Завод «Марс»». Свидетельство об аттестации методики измерений № 1251/446-01.00229-2013 от
21.03.2013 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ ОАО «Завод «Марс»
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 Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности
0,2S и 0,5S.
7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.