Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО "МРСК Северного Кавказа" - "Ставропольэнерго"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» -«Ставропольэнерго» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и отображения информации, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ выполняет следующие функции:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    измерение активной и реактивной электрической мощности усреднённой на 30минутных интервалах времени;

-    измерение календарного времени и интервалов времени;

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учёта (30 мин.);

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    передача накопленных данных в информационные системы организаций-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).

АИИС КУЭ представляет собой многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

АИИС КУЭ имеет следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационный комплекс (ИИК), включающий в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001; счётчики активной и реактивной электрической энергии трёхфазные СЕ 304 по ГОСТ Р 52320-2005, ГОСТ Р52323-2005, ГОСТ Р 52425-2005, установленные на объекте, указанном в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 (УСПД), устройство синхронизации времени УСВ-2 и технические средства приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) Светлоградского производственного отделения филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» -

Лист № 2 Всего листов 9

«Ставропольэнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, ИВК «ИКМ Пирамида», устройство синхронизации времени УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

4-й уровень - информационно-вычислительный комплекс управления филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго», включающий в себя каналообразующую аппаратуру, ИВК «ИКМ Пирамида», сервер баз данных (БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации времени УСВ-1, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО).

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 шестиканальным аналого-цифровым преобразователем (АЦП) в цифровой сигнал, поступающий через последовательный синхронный интерфейс в микроконтроллер (МК). МК производит расчет среднеквадратических значений токов и напряжений, активной, реактивной, полной мощности и энергии, а также углов сдвига фазы и частоты.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи поступает в контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, где осуществляется сбор, обработка и хранение информации. Для передачи накопленных данных на уровень ИВК АИИС КУЭ используются каналы передачи данных стандарта GSM с использованием стационарных терминалов сотовой связи.

На верхнем уровне системы осуществляется автоматический сбор данных, их хранение, формирование справочных и отчётных документов, а также передача накопленных данных в ОАО «АТС» и прочим заинтересованным организациям в соответствии с установленным регламентом. Передача информации осуществляется по выделенному каналу передачи данных через интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя электросчетчики, контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70, устройство синхронизации времени УСВ-2, ИВК «ИКМ Пирамида», устройство синхронизации времени УСВ-1. СОЕВ обеспечивает ведение единого времени в АИИС КУЭ путем автоматической синхронизации (коррекции) времени всех средств измерений, влияющих на процесс измерения электроэнергии. УСВ-1 установлены на ИВК Светлоградского производственного отделения филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго» и на ИВК управления филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго». УСВ-1 принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования GPS и с периодичностью один раз в 3 минуты синхронизирует время ИВК «ИКМ Пирамида» с точностью не хуже ± 1 мс. Автоматическая коррекция времени сервера ИВК 4 уровня обеспечивается от ИВК «ИКМ Пирамида» с периодичностью один раз в 30 минут и точностью не хуже ± 1 мс. На уровне ИВКЭ ПС «Рагули» установлено и подключено к контроллеру СИКОН С70 устройство синхронизации времени УСВ-2. УСВ-2 принимает сигналы точного времени от спутников глобальной системы позиционирования GPS и с периодичностью один раз в 3 минуты синхронизирует время контроллера с точностью не хуже ± 1 мс. Коррекция времени электросчетчиков осуществляется от контроллера автоматически при обнаружении рассогласования времени счетчика и контроллера более чем на ± 2 с при очередном сеансе опроса. Ход часов компонентов системы не превышает ± 5 с/сут.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», имеющее структуру автономного ПО и состоящее из нескольких основных программных компонентов (модулей). Программный комплекс выполняет функции сбора и обработки данных, контроль их достоверности,

Лист № 3 Всего листов 9

ведения точного времени, а также предоставляет возможность отображения и редактирования данных.

В ПО «Пирамида 2000» реализовано разделение ПО с выделением метрологически значимой части. Файлы метрологически значимой части и идентификационные данные приведены в таблице 1.

Таблица 1

Пределы допускаемой дополнительной абсолютной погрешности измерений электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «С» (по МИ 3286-2010).

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) системы приведён в таблице 2.

Границы допускаемой относительной погрешности ИК при измерениях активной и реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в таблице 3.

Примечания:

1.    Для расчета значений W5 %, W20 %, Wioo %, W120 % электрической энергии использованы соответствующие значения силы тока, составляющие 5, 20, 100, 120 % номинального первичного тока применяемого в ИК трансформатора тока.

2.    Нижняя граница диапазона силы тока, в пределах которого установлены границы погрешности при соб ф = 0,8 (0,5), составляет 10 % номинального первичного тока ТТ.

3.    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение - (0,98 - 1,02)ином, сила тока - (1 - 1,2) 1ном, коэффициент мощности cos j = 1,0, частота - (50 ± 0,2) Гц;

-    температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4.    Рабочие условия:

-    параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1)ином, сила тока (0,01 - 1,2) 1ном, 0,5инд.< cos j < 0,8 емк;

-    температура окружающей среды: для измерительных трансформаторов от минус 45 до + 50 °С; для счетчиков от минус 40 до + 55 °С.

5.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном порядке на предприятии. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

-    счетчики активной и реактивной электрической энергии трёхфазные СЕ 304 -среднее время наработки на отказ не менее Т=120000 часов, среднее время восстановления работоспособности tH - не более 2 ч;

-    УСВ-1, УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 35000 часов, среднее время восстановления работоспособности tH = 0,5 ч;

-    СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности tE = 0,5 ч;

-    ИВК «ИКМ Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности tB - не более 2 ч, коэффициент готовности - не менее 0,99;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 100000 часов, среднее время восстановления работоспособности ^ = 1 ч, коэффициент готовности - 0,99.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания контроллера сетевого индустриального с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    наличие системы диагностирования неисправностей АИИС КУЭ;

-    восстановление информации в аварийных ситуациях.

В журналах событий счетчика и контроллера сетевого индустриального фиксируются факты:

-    журнал счётчика;

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счётчике;

-    журнал контроллера сетевого индустриального:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение УСПД;

Защищенность применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей измерительных трансформаторов;

-    испытательной коробки;

-    контроллера сетевого индустриального;

-    сервера;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    пароль на счетчике;

-    пароль на контроллер сетевой индустриальный;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    контроллере сетевом индустриальном (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений (функция автоматизирована);

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений: 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора информации: 1 раз в сутки (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик СЕ 304 - данные о потреблении электроэнергии накопленные по тарифам за сутки - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    контроллер сетевой индустриальный СИКОН С70 - суточные данные о потреблении электроэнергии по каждому каналу учёта за сутки - не менее 3 месяцев; потребление электроэнергии по каждому каналу учёта за месяц - не менее 3 лет; при отключении питания - не менее 20 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» -«Ставропольэнерго» представлена в таблице 4.

Таблица 4

Поверка

осуществляется по документу МП Ф МРСК - СЭ «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго. Методика поверки», утверждённому ГЦИ СИ ФБУ «Ставропольский ЦСМ» в декабре 2013 г.

Средства поверки - по методикам поверки на измерительные компоненты:

-    измерительных трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    измерительных трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    счётчиков электрической энергии СЕ 304 - в соответствии с документом «Счётчики активной и реактивной электрической энергии трёхфазные СЕ 304. Методика поверки», ИНЕС.411152.064 Д1;

-    контроллера СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки», ВЛСТ 220.00.000 И1;

-    устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки», ВЛСТ 221.00.000 МП;

-    устройства синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки», ВЛСТ 237.00.001 И1;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида» - в соответствии с документом «Комплексы информационно-вычислительные    «ИКМ-Пирамида».    Методика    поверки», ВЛСТ 230.00.000 И1.

Сведения о методах измерений

«ГСИ. Количество электрической энергии. Методика измерений с использованием автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета

электроэнергии - АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» -«Ставропольэнерго». Методика аттестована службой главного метролога ОАО «Концерн Энергомера»; аттестат аккредитации № 01.00217-2011 от 16 марта 2011 г.; свидетельство об аттестации методики измерений № 007/01.00217-2013 от 27.12.2013 г.

Нормативные документы устанавливающие требования к системе автоматизированной, информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АИИС КУЭ филиала ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Ставропольэнерго»

ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.