Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Резилюкс-Волга"

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Резилюкс-Волга» (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, времени и интервалов времени.

Область применения АИИС КУЭ ООО «Резилюкс-Волга» - автоматизированный коммерческий учет и контроль потребления электроэнергии по точкам поставки на оптовом рынке электрической энергии и мощности (ОРЭМ), а также регистрация параметров электропотребления, формирование отчетных документов и передача информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую 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), счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ на базе программного обеспечения «Пирамида 2000» (далее - ПО «Пирамида 2000»), сервер с базой данных 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.

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 соответствующие мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. 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.

Счетчики передают информацию по линиям связи на сервер (ИВК) АИИС КУЭ ООО «РУСЭНЕРГО». На сервер данные со счетчиков поступают по основному и резервному каналу сотовой связи (существующая сеть мобильной связи стандарта GSM).

Вычисление величин энергопотребления и мощности по точкам поставки с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения и корректировки показаний счетчиков электроэнергии на величину потерь в электрических сетях производится с помощью программного обеспечения на сервере.

Способом сбора информации является прямой опрос счетчиков электроэнергии сервером ИВК. Сбор информации от счетчиков осуществляется по каналам связи сервером ИВК. Управление сбором информации осуществляется при помощи программного

обеспечения, которое функционирует на сервере ИВК.

В сервере ИВК осуществляется хранение, обработка и предоставление на АРМ по локальной сети предприятия собранной информации, а также дальнейшая ретрансляция по существующим каналам связи в заинтересованные организации.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-1 (Госреестр № 28716-05, зав. № 1509) на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сравнение показаний часов УСВ-1 и сервера АИИС КУЭ осуществляется один раз в час. Синхронизация часов УСВ-1 и сервера АИИС КУЭ осуществляется вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-1 и сервера АИИС КУЭ.

Сравнение показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при каждом сеансе связи, но не реже одного раза в сутки. Синхронизация часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков и сервера АИИС КУЭ на величину более чем ± 2 с.

СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже

± 5,0 с.

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

Результаты измерений и информация о состоянии средств измерений (журналах событий), подписанные электронно-цифровой подписью (ЭЦП), передаются с сервера в ОАО «АТС» в виде электронных документов, сформированных посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) 80020 версии 2 и 80030 версии 1 соответственно.

Результаты измерений и информация о состоянии средств измерений без ЭЦП аналогично передаются в ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям.

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

нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК

Окончание таблицы 2

ТП № 483 РУ-6 кВ, II с.ш., яч. 8

ТП № 483 РУ-6 кВ, I с.ш., яч. 4

ТП №673 РУ-6 кВ, II с.ш., яч. 8

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

о

О

о

о

о

о

^    д

IO*

OJ    II

OJ    ON

-р*.

-р*.

о

о

о

о

о

3

о

о

^

о II On *

VO ^1

^ W

о II On « о VO ^1

^ W

о II On ^ о 11 ^ I ^ сл ю ^

^ я

i°‘ 3 я

5 Л *3

? оЯ

О

^ D?

Сл

ю

ю

>

>

>

>

>

>

td

td

td

td

td

td

О

о

о

о

о

о

О

(J

Н

■

-Р*.

н

о

OJ

0 (J

н

1

-р*.

н

о

OJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

К

н

К

■

On

■

On

On

ю

ю

О

оо

о

оо

о

оо

^1

OJ

-Р*.

о

LtJ

-Р*.

VO

-Р*.

о

^1

VO

о

3600

3600

1200

On

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

TI

о

РЭ

п

д

со

Д

Р

hd

о>

р

3

д

со

X

Р

hd

о>

р

3

д

со

X

р

>

п

X

со

X

В3

>

п

X

со

X

03

>

п

X

со

Д

Р

00

JS)

JS)

JS)

vo

д

о

н

-р*.

-Р*.

-р*.

чУ1

чУ1

yi

td

о п>

*1 о

й д

о н о >

СО ю* 00 4^

Примечания:

1.    В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в рабочих условиях эксплуатации, ± 5 %» приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,5 (sin9=0,87), токе ТТ, равном 5 % от 1ном и температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 40 °С до 60°С.

2.    Нормальные условия:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±4,4) В; частота (50 ± 0,5) Гц;

-    параметры сети: диапазон напряжения (0,98 - 1,02)ин; диапазон силы тока (1,0 -1,2)1н; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) - 0,87(0,5); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха: ТТ и ТН - от минус 45°С до 45°С; счетчиков: в части активной энергии (23±2) °С, в части реактивной энергии (23±2) °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

3.    Рабочие условия эксплуатации:

для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1)ин1; диапазон силы первичного тока (0,01 (0,02) - 1,2) 1н1; коэффициент мощности cos9 (sin9) 0,5 - 1,0 (0,6 - 0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 45 °С до 45 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

Для электросчетчиков:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9 - 1,1)ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01 - 1,2)1н2; диапазон коэффициента мощности cos9 (sin9) 0,5-1,0 (0,6 -

0,87); частота (50 ± 0,5) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 °С до 60 °С;

-    относительная влажность воздуха (40-60) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа.

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50 ± 1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от 15 °С до 30 °С;

-    относительная влажность воздуха (70±5) %;

-    атмосферное давление (100±4) кПа

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

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03М - не менее 165 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

-    устройство синхронизации времени - среднее время наработки на отказ не менее 35 000 часов; среднее время восстановления работоспособности 2 часа;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 256554 ч., среднее время восстановления работоспособности 1в = 0,5 ч.

В АИИС КУЭ ООО «Резилюкс-Волга» используются следующие виды резервирования:

-    резервирование питания сервера с помощью источника бесперебойного питания;

-    предусмотрена возможность автономного считывания информации со счетчиков

электроэнергии и визуальный контроль информации на счетчике;

-    контроль достоверности и восстановления данных;

-    наличие резервных баз данных;

-    наличие перезапуска и средств контроля зависания;

-    наличие ЗИП.

В журналах событий счетчиков ООО «Резилюкс-Волга» фиксируются факты:

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

-    изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счётчика электроэнергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    ИВК;

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

-    двухуровневый пароль на счетчике;

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

Возможность коррекции времени в различных компонентах:

-    счетчиках электроэнергии (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электроэнергии - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов 113,7 суток;

-    ИВК - хранение результатов 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) ООО «Резилюкс-Волга».

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Резилюкс-Волга»

Поверка

осуществляется в соответствии с документом «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Резилюкс-Волга». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в мае 2015 г.

Перечень основных средств поверки:

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

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012г.;

-    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.

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Автоматизированная информационноизмерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Резилюкс-Волга». Технорабочий проект ЭНСЕ.095367.001 РП.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Резилюкс-Волга»

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

5.    ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».