| Описание | АИИС КУЭ представляет собой двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
АИИС КУЭ решает следующие задачи:
автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, средне интервальной мощности;
формирование данных о состоянии средств измерений («Журналы событий»);
периодический (1 раз в полчаса, час, сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени состояния средств измерений и результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин);
автоматическое сохранение результатов измерений, данных о состоянии средств измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;
предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны ОАО «АТС»;
обработку, формирование и передачу результатов измерений в ХML-формате по электронной почте ОАО «АТС» и внешним организациям с электронной подписью;
обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и хранящихся в АИИС КУЭ данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка пломб, паролей и т.п.);
диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;
автоматическое ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - измерительные каналы (ИК), включающие в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001 и счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. #@03Метрологические и технические характеристики##04 измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, система обеспечения единого времени (СОЕВ) УСВ-3, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), систему информационно-измерительную контроля и учета энергопотребления Пирамида (ИИС «Пирамида»).
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 счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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 по линиям связи поступает на второй -верхний уровень АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-3, синхронизирующего собственное системное время по сигналам времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-3. Погрешность синхронизации не более ±100 мкс. Время сервера БД синхронизировано с временем УСВ-3, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с временем сервера БД производится каждый сеанс связи со счетчиками (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем сервера БД вне зависимости от наличия расхождения, но не реже чем 1 раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах в момент непосредственно предшествующий корректировке.
|
| Метрологические и технические характеристики | измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.
2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, система обеспечения единого времени (СОЕВ) УСВ-3, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), систему информационно-измерительную контроля и учета энергопотребления Пирамида (ИИС «Пирамида»).
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 счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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 по линиям связи поступает на второй -верхний уровень АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН. ИВК обеспечивает автоматизированный сбор и долгосрочное хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, расчет потерь электроэнергии от точки измерений до точки поставки, вычисление дополнительных параметров, подготовку справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется от сервера БД, через сеть интернет в виде сообщений электронной почты.
АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков и ИВК. АИИС КУЭ оснащена устройством синхронизации системного времени на основе УСВ-3, синхронизирующего собственное системное время по сигналам времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-3. Погрешность синхронизации не более ±100 мкс. Время сервера БД синхронизировано с временем УСВ-3, синхронизация осуществляется один раз в час, вне зависимости от наличия расхождения. Сличение времени счетчиков с временем сервера БД производится каждый сеанс связи со счетчиками (не реже 1 раза в сутки). Корректировка времени осуществляется при расхождении с временем сервера БД вне зависимости от наличия расхождения, но не реже чем 1 раз в сутки. Погрешность системного времени не превышает ±5 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов и расхождение времени в секундах в момент непосредственно предшествующий корректировке.
#@02Программное обеспечение##03
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26.10.2011, выданное ФГУП «ВНИИМС». ПО «Пирамида 2000» имеет архитектуру клиент-сервер и состоит из основных компонентов, указанных в таблице 1.
ПО «Пирамида 2000» обеспечивает защиту ПО и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Уровень защиты ПО, используемого в АИИС КУЭ, от непреднамеренных и преднамеренных изменений «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000» указаны в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «Пирамида 2000»
| Модули | Значение | | Идентификационные данные (признаки) | Модуль вычисления значений энергии и мощности по группам точек учета | Модуль расчета небаланса энергии/ мощности | Модуль вычисления значений энергии потерь в линиях и трансформаторах | Общий модуль, содержащий функции, используемые при вычислениях различных значений и проверке точности вычислений | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых в бинарном протоколе | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколам семейства МЭК | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Modbus | Модуль обработки значений физических величин, передаваемых по протоколу Пирамида | Модуль формирования расчетных схем и контроля целостности данных нормативно-справочной информации | Модуль расчета величины рассинхронизации и значений
коррекции времени | | Идентифи-кационное наимено-вание ПО | CalcClients.dll | CalcLeakage.dll | CalcLosses.dll | Metrology.dll | ParseBin.dll | ParseIEC.dll | ParseModbus.dll | ParsePiramida.dll | SynchroNSI.dll | VerifyTime.dll | | Номер версии (идентификационный номер) ПО | 3 | | Цифровой
идентифи-катор ПО | e55712d0b1b219065d63da949114dae4 | b1959ff70be1eb17c83f7b0f6d4a132f | d79874d10fc2b156a0fdc27e1ca480ac | 52e28d7b608799bb3ccea41b548d2c83 | 6f557f885b737261328cd77805bd1ba7 | 48e73a9283d1e66494521f63d00b0d9f | c391d64271acf4055bb2a4d3fe1f8f48 | ecf532935ca1a3fd3215049af1fd979f | 530d9b0126f7cdc23ecd814c4eb7ca09 | 1ea5429b261fb0e2884f5b356a1d1e75 | | Алгоритм вычисления цифрового идентифи-
катора | MD5 |
Метрологические и технические характеристики
Таблица 2 - Состав ИК АИИС КУЭ
| Номер и диспетчерское наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | Сервер | | 1 | ПС 110/6 кВ
«Вагонзавод», ЗРУ-6 кВ 1 ВМ-6 Т-1, 1 с.ш. 6 кВ яч.4 | ТЛШ-10
Кл.т 0,5S
2000/5 | ЗНОЛ-06-6
Кл.т 0,5 6000:√3/ 100:√3 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т 0,5S/1 | SuperMicroS7000B/pro1U (S726R1Di), ПО «Пирамида 2000» | | 2 | ПС 110/6 кВ «Вагонзавод», ЗРУ-6 кВ 2 ВМ-6 Т-1, 2 с.ш. 6 кВ яч.48 | ТЛШ-10
Кл.т 0,5S
2000/5 | ЗНОЛ-06-6
Кл.т 0,5 6000:√3/ 100:√3 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т 0,5S/1 | | 3 | ПС 110/6 кВ «Вагонзавод», ЗРУ-6 кВ 3 ВМ-6 Т-2, 3 с.ш. 6 кВ яч.21 | ТЛШ-10
Кл.т 0,5S
2000/5 | ЗНОЛ-06-6
Кл.т 0,5 6000:√3/ 100:√3 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т 0,5S/1 | | 4 | ПС 110/6 кВ «Вагонзавод», ЗРУ-6 кВ 4 ВМ-6 Т-2, 4 с.ш. 6 кВ яч.31 | ТЛШ-10
Кл.т 0,5S
2000/5 | ЗНОЛ-06-6
Кл.т 0,5 6000:√3/ 100:√3 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т 0,5S/1 | | 5 | ПС 110/6 кВ
«Вагонзавод», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.52 | ТЛО-10
Кл.т 0,5S
600/5 | ЗНОЛ-06-6
Кл.т 0,5 6000:√3/ 100:√3 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т 0,5S/1 | | 6 | ПС 110/6 кВ «Вагонзавод», ЗРУ-6 кВ, 4 с.ш. 6 кВ яч.28 | ТЛО-10
Кл.т 0,5S
600/5 | ЗНОЛ-06-6
Кл.т 0,5 6000:√3/ 100:√3 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т 0,5S/1 | | 7 | ПС 110/6 кВ «Вагонзавод», ЗРУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ яч.43 | ТЛО-10
Кл.т 0,5S
300/5 | ЗНОЛ-06-6
Кл.т 0,5 6000:√3/ 100:√3 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т 0,5S/1 | | 8 | ПС 110/6 кВ «Вагонзавод», ЗРУ-6 кВ, 3 с.ш. 6 кВ яч.16 | ТЛО-10
Кл.т 0,5S
300/5 | ЗНОЛ-06-6
Кл.т 0,5 6000:√3/ 100:√3 | ПСЧ-4ТМ.05М.12
Кл.т 0,5S/1 | | 9 | ТП-37 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, яч. Ф.5,6 | ТШП-0,66-5
Кл.т. 0,5
400/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.11
Кл.т 0,5S/1 | | 10 | ТП-37 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, яч. Ф.7 | ТШП-0,66-5
Кл.т. 0,5
400/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.11
Кл.т 0,5S/1 |
Продолжение таблицы 2
| Номер и диспетчерское наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | Сервер | | 11 | ТП-33 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 сш яч. ф.8 | ТТЭ-30
Кл.т. 0,5
300/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.11
Кл.т 0,5S/1 | SuperMicroS7000B/pro1U (S726R1Di), ПО «Пирамида 2000» | | 12 | ТП-33 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 1 сш яч. ф.10 | ТШП-0,66-5
Кл.т. 0,5
300/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.11
Кл.т 0,5S/1 | | 13 | ТП-33 6/0,4 кВ, РУ-0,4 кВ, 2 сш яч. ф.17 | ТТЭ-30
Кл.т. 0,5
300/5 | - | ПСЧ-4ТМ.05М.11
Кл.т 0,5S/1 | | П р и м е ч а н и я
Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 3, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблице 3 метрологических характеристик.
2 Замена оформляется техническим актом в установленном на ОАО «Тверской Вагоностроительный Завод» порядке. Технический акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть. |
Таблица 3 - Основные метрологические характеристики ИК
| Номера
однотипных ИК | Вид электроэнергии | Границы основной погрешности, ((δ), % | Границы погрешности в рабочих условиях, ((δ), % | | 1 - 8 | Активная
Реактивная | 1,1
2,7 | 3,0
5,2 | | 9 - 13 | Активная
Реактивная | 1,0
2,3 | 3,2
5,4 | | П р и м е ч а н и я
1 Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (получасовая).
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности Р = 0,95.
3 Погрешность в рабочих условиях в таблице 3 указана для тока 0,02 Iном, cos( = 0,8 инд. для точек измерений № 1-8, 0,05 Iном, cos( = 0,8 инд. для точек измерений № 9-13. |
Таблица 4 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение | | Количество измерительных каналов | 13 | | Нормальные условия:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды, °С | от 98 до 102
от 5 до 120
0,9
от +15 до +25 | | Условия эксплуатации:
параметры сети:
- напряжение, % от Uном
- ток, % от Iном
- коэффициент мощности cos(
- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С
- температура окружающей среды в месте расположения электросчетчиков, °С | от 90 до 110
от 5 до 120
от 0,5 инд. до 0,8 емк.
от -40 до +70
от +10 до +30 | | Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:
Электросчетчики:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч
Сервер:
- среднее время наработки на отказ, ч, не менее
- среднее время восстановления работоспособности, ч | 140000
2
80000
1 | | Глубина хранения информации
Электросчетчики:
- тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сутки, не менее
- при отключении питания, лет, не менее
Сервер:
- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 113
40
3,5 |
Надежность системных решений:
- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;
- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.
Регистрация событий:
в журнале событий счётчика:
параметрирования;
пропадания напряжения;
коррекции времени в счетчике;
журнал УСПД:
параметрирования;
пропадания напряжения.
Защищённость применяемых компонентов:
механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:
электросчётчика;
промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;
испытательной коробки;
УСПД;
сервера БД;
защита информации на программном уровне:
результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи)
установка пароля на счетчик;
установка пароля на УСПД;
установка пароля на сервер БД.
|
