Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Тулгорэлектросети" 2-я очередь

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 2-я очередь (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации. Выходные данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-ый уровень включает измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи.

2-ой уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа СИКОН С70 (Госреестр СИ РФ № 28822-05) и технических средств приема-передачи данных.

3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ на базе «ИКМ-Пирамида», сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

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 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 проводным линиям связи поступает на входы УСПД (для ИК № 49, 192, 193 сигнал с выходов счетчиков поступает непосредственно на ИВК), где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

Результаты измерений передаются с сервера ОАО «ТГЭС» на сервер ОАО «Тульская энергосбытовая компания» (ОАО «ТЭК») в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0.

На сервере ОАО «ТЭК» создаются электронные документы, подписанные электронноцифровой подписью (ЭЦП). Отправка электронных документов в ОАО «АТС», Филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ и смежным субъектам ОРЭ осуществляется с сервера ОАО «ТЭК».

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-1 на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов ИВК с часами УСВ-1 происходит каждую секунду, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы УСПД синхронизируются от часов ИВК один раз в сутки, коррекция проводится при расхождении более чем на ± 1 с. Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД/ИВК с периодичностью один раз в сутки, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД/ИВК более чем на ± 1 с (программируемый параметр).

Погрешность часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.

Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО "Пирамида 2000", в состав которого входят программные модули, указанные в таблице 1. ПО "Пирамида 2000" обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО "Пирамида 2000".

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Лист № 3

Всего листов 16

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии не зависят от способов передачи измерительной информации и

Примечания:

1. Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3. Нормальные условия:

параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02) ином; ток (1 - 1,2) 1ном, cosф = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (23 ± 2) °С.

4. Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,02(0,05) - 1,2) 1ном; 0,5 инд. < cosф < 0,8 емк.

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 60 °С до 40°С, для счетчиков от минус 40 °С до 60 °С; для УСПД от минус 10 °С до 50 °С.

5. Погрешность в рабочих условиях указана для 0,02(0,05)4ном, cosф = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 0 до 40 °С;

6. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001 счетчики электроэнергии по ГОСТ 30206-94, ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-83, ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные (см. п. 6 Примечаний) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «Тулгорэлектросеть» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

• в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

• электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 140 000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более Тв = 7 суток;

• электросчетчик типа СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 90 000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более Тв = 7 суток;

• устройство сбора и передачи данных типа СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т0 = 70 000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более Тв = 24 ч.

Оценка надежности АИИС КУЭ в целом:

КГ_АИИС = 0,866 - коэффициент готовности;

ТО_ИК (АИИС) = 1083 ч. - среднее время наработки на отказ.

Надежность системных решений:

• защита от кратковременных сбоев питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

• резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты и сотовой связи.

Регистрация событий:

• журнал событий счетчика:

- параметрирование;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в счетчике.

• журнал событий ИВКЭ:

- параметрирование;

- пропадание напряжения;

- коррекция времени в счетчике и УСПД;

- пропадание и восстановление связи со счетчиком;

- включение и выключение УСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

- электросчетчиков;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательных коробок;

- УСПД;

- сервера;

• защита информации на программном уровне:

- результатов измерений при хранении и передаче информации (возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

• электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 30 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

• ИВКЭ - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - не менее 35 дней; при отключении питания - не менее 35 суток;

• ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 2-я очередь.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Лист № 14

Всего листов 16

Таблица 3 - Комплектность системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 2-я очередь

Поверка

осуществляется по документу МП 55014-13 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 2-я очередь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в августе 2013 г.

Перечень основных средств поверки:

- Трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока.

Методика поверки»;

- Трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы

напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 3...35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

- Счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 - в

соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

Лист № 15

Всего листов 16

- Счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М - в

соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145 РЭ. Методика поверки, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

- Контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С70   - в соответствии с

документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1» утвержденным ВНИИМС в 2005 году;

- Средства измерений по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения

единства измерений. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- Средства измерений по МИ 3196-2009 «Государственная система обеспечения

единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной

системы Global Positioning System (GPS)), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;

- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со

счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 2-я очередь.

Нормативные документы

электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 2-я очередь

1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.

Основные положения».

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

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

4. ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22: 2003) «Статические счетчики активной

энергии классов точности 0,2S и 0,5S»;

5. ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003) «Статические счетчики реактивной

энергии»;

6. ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин.

Общие технические условия».

7. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на

автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

8. Эксплуатационная    документация    на    систему    автоматизированную

информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 2-я очередь.

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.

Лист № 16

Всего листов 16 Изготовитель

Общество с ограниченной ответственностью «Производственно-коммерческая фирма «Тенинтер»

(ООО «ПКФ «Тенинтер»)

Юридический адрес:

109202, г. Москва, ул. 3-я Карачаровская, д. 8, корп. 1

Почтовый адрес:

109444, г. Москва, Ферганская ул., д. 6, стр. 2

Тел./факс: +7 (495) 788-48-25

Испытательный центр

Федеральное государственное унитарное предприятие «Всероссийский научноисследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС»)

Юридический адрес:

119361, г. Москва

ул. Озерная, д. 46

тел./факс: 8(495) 437-55-77

Регистрационный номер аттестата аккредитации № 30004-13 от 26.07.2013 г.

Заместитель

Руководителя Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Ф.В. Булыгин

М.п.        «____»_____________2013 г.