Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО "Западная энергетическая компания" (3-я очередь)
- ООО "Энергетическая компания "СТИ", г.С.-Петербург
- ГОСРЕЕСТР СИ РФ:89317-23
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Западная энергетическая компания» (3-я очередь) предназначена для измерений приращений активной и реактивной электрической энергии, потребленной и переданной за установленные интервалы времени, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.
Описание
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АО «Западная энергетическая компания» (3-я очередь) (далее - АИИС КУЭ) представляет собой многофункциональную, двухуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ выполняет следующие функции:
- выполнение измерений 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии, характеризующих оборот товарной продукции;
- привязку результатов измерений к шкале времени UTC(SU);
- ведение журналов событий с данными о состоянии объектов измерений и средств измерений;
- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор результатов измерений и журналов событий;
- хранение результатов измерений и журналов событий в базе данных в течение 3,5 лет;
- обеспечение резервирования баз данных на внешних носителях информации;
- разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей;
- подготовка данных в виде электронного документа Xml для их передачи по электронной почте внешним организациям;
- предоставление контрольного доступа к результатам измерений, и журналам событий по запросу со стороны внешних систем;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне;
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;
- ведение системы единого времени (коррекция времени).
АИИС КУЭ включает два уровня:
1-й уровень - измерительно-информационные комплексы точек измерений (ИИК ТИ), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;
2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных, автоматизированные рабочие места (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «АльфаЦЕНТР» (Рег. номер 44595-10).
ИИК ТИ, ИВК, устройства коммуникации и линии связи образуют измерительные каналы (ИК).
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 код. 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 вычислений сохраняются в регистрах памяти счетчика с привязкой к шкале времени UTC(SU). Счетчики электрической энергии сохраняют в регистрах памяти события, такие как коррекция часов счетчиков, включение и выключение счетчиков, включение и выключение резервного питания счетчиков, открытие и закрытие защитной крышки и другие. События сохраняются в журнале событий также с привязкой к шкале времени UTC(SU).
ИВК обеспечивает выполнение следующих функций:
- периодический (один раз в сутки) и по запросу автоматический сбор результатов измерений электрической энергии;
- автоматический сбор данных о состоянии средств измерений со всех ИИК ТИ и состоянии объектов измерений;
- хранение не менее 3,5 лет результатов измерений и журналов событий;
- автоматический сбор результатов измерений после восстановления работы каналов связи, восстановления питания;
- перемножение результатов измерений, хранящихся в базе данных, на коэффициенты трансформации ТТ и ТН;
- формирование отчетных документов;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков;
- конфигурирование и параметрирование технических средств ИВК;
- сбор и хранение журналов событий счетчиков со всех ИИК ТИ;
- ведение журнала событий ИВК;
- синхронизацию времени в сервере баз данных и передачу шкалы времени на уровень ИИК ТИ;
- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных;
- самодиагностику с фиксацией результатов в журнале событий.
ИВК осуществляет автоматический обмен (передачу и получение) результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии с субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности (ОРЭМ), с другими АИИС КУЭ утвержденного типа, а также с инфраструктурными организациями ОРЭМ, в том числе: АО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС». Обмен результатами измерений и данными коммерческого учета электроэнергии между информационными системами субъектов оптового рынка и инфраструктурными организациями ОРЭМ осуществляется по электронной почте в виде электронных документов XML в форматах, установленных требованиями ОРЭМ, заверенных электронно-цифровой подписью.
Информационные каналы связи в АИИС КУЭ построены следующим образом:
- посредством интерфейса RS-485 и модемов GSM/GPRS для передачи данных от
счетчиков до уровня ИВК;
- посредством локальной вычислительной сети интерфейса Ethernet для передачи данных с сервера баз данных на АРМ;
- посредством глобальной сети передачи данных Интернет для передачи данных от уровня ИВК во внешние системы (основной канал);
- посредством радиоканала стандарта GSM/GPRS для передачи данных от уровня
ИВК во внешние системы (резервный канал).
В АИИС КУЭ на функциональном уровне выделена система обеспечения единого времени (СОЕВ), действующая следующим образом. ИВК получает шкалу времени UTC(SU) в постоянном режиме от устройства синхронизации времени УСВ-3. При каждом опросе счетчиков ИВК определяет поправку часов счетчиков и, в случае, если поправка часов счетчиков превышает по абсолютной величине 2 с, то формирует команду синхронизации. Журналы событий счетчиков и ИВК отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.
Нанесение знака поверки на средство измерений не предусмотрено.
Заводской номер АИИС КУЭ № 1 нанесен типографским способом на информационные таблички, закрепленные на корпусе шкафа сервера баз данных и на корпусах шкафов связи, расположенных в электроустановках. Заводские и (или) серийные номера средств измерений, входящих в состав ИК, с целью их идентификации, приведены в формуляре.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется ПО «АльфаЦЕНТР». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1.
Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО
| Идентификационные данные (признаки) | Значение |
| Идентификационное наименование программного обеспечения | ac_metrology.dll |
| Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | не ниже 12.1 |
| Цифровой идентификатор программного обеспечения (рассчитываемый по алгоритму MD5) | 3e736b7f380863f44cc8e6f7bd211c54 |
Технические характеристики
Состав измерительных каналов (ИК) и их основные метрологические и технические характеристики приведены в таблицах 2, 3, 4 и 5.
Таблица 2 - Состав ИК
| № ИК | Наименование ИК | ТТ | ТН | Счетчик | ИВК |
| 1 | ПС 110 кВ О-30 Московская, ЗРУ-10 кВ, 4 СШ 10 кВ, яч. КЛ-10 кВ 30-49 | ТВЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 150/5 Рег. № 1856-63 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | A1805RAL- P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 | УСВ-3 рег. № 6424216; Сервер баз данных |
| 2 | КТП-2 10 кВ, н/в щит 0,4 кВ, 1 СШ 0,4 кВ, ввод-0,4 кВ Т-1 | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 64182-16 | Не используется | A1805RAL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 | |
| 3 | КТП-1 10 кВ, н/в щит 0,4 кВ, 2 СШ 0,4 кВ, ввод-0,4 кВ Т-2 | ТШП-0,66 Кл.т. 0,5 Ктт = 1000/5 Рег. № 64182-16 | Не используется | A1805RAL-P4GB- DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 | |
| 4 | ПС 110 кВ О-11 Ленинградская, ЗРУ-10 кВ, 1 СШ 10 кВ, яч. КЛ-10 кВ 11-08 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 2363-68 | НАМИ-10-95 УХЛ2 Кл.т. 0,5 Ктн = 10000/100 Рег. № 20186-05 | A1805RAL-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 | |
| 5 | ПС 110 кВ О-11 Ленинградская, ЗРУ-10 кВ, 2 СШ 10 кВ, яч. КЛ-10 кВ 11-17 | ТПЛМ-10 Кл.т. 0,5 Ктт = 300/5 Рег. № 2363-68 | НТМИ-10-66 Кл.т. 0,5 Ктн =10000/100 Рег. № 831-69 | A1805RAL-P4GB1-DW-4 Кл.т. 0,5S/1 Рег. № 31857-11 |
Примечания:
1. Допускается замена ТТ, ТН и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец АИИС КУЭ не претендует на улучшение указанных в таблицах 3 и 4 метрологических характеристик.________________________________________
Продолжение таблицы 2_________________________________________________________
2. Допускается замена сервера баз данных без изменения, используемого ПО (при условии сохранения цифрового идентификатора ПО) и устройства синхронизации времени на аналогичные утвержденных типов.
3. Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце АИИС КУЭ порядке.
4. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами АИИС КУЭ как их неотъемлемая часть.
Таблица 3 - Метрологические характеристики ИК в нормальных условиях применения
| ИК №№ | cos ф | I5< I изм<1 20 | I20< I изм<1 100 | I100< I изм <I 120 | |||
| Swoa % | 6\\оР % | Swoa % | 6woP % | 6woA % | 6woP % | ||
| 1, 4, 5 | 0,50 | ±5,5 | ±3,0 | ±3,0 | ±1,8 | ±2,3 | ±1,5 |
| 0,80 | ±3,0 | ±4,6 | ±1,7 | ±2,6 | ±1,4 | ±2,1 | |
| 0,87 | ±2,7 | ±5,6 | ±1,5 | ±3,1 | ±1,2 | ±2,4 | |
| 1,00 | ±1,8 | - | ±1,2 | - | ±1,0 | - | |
| 2, 3 | 0,50 | ±5,4 | ±2,9 | ±2,7 | ±1,6 | ±1,9 | ±1,3 |
| 0,80 | ±2,9 | ±4,5 | ±1,5 | ±2,4 | ±1,1 | ±1,8 | |
| 0,87 | ±2,6 | ±5,5 | ±1,3 | ±2,8 | ±1,0 | ±2,1 | |
| 1,00 | ±1,7 | - | ±1,0 | - | ±0,8 | - | |
Таблица 4 - Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях применения
| ИК №№ | cos ф | I5< I изм<1 20 | I20< I изм<1 100 | I100< I изм <I 120 | |||
| Swoa % | 6woP % | Swoa % | SwoP % | Swoa % | SwoP % | ||
| 1, 4, 5 | 0,50 | ±5,7 | ±4,0 | ±3,3 | ±3,2 | ±2,6 | ±3,1 |
| 0,80 | ±3,3 | ±5,3 | ±2,2 | ±3,7 | ±1,9 | ±3,4 | |
| 0,87 | ±3,0 | ±6,2 | ±2,0 | ±4,1 | ±1,8 | ±3,6 | |
| 1,00 | ±2,0 | - | ±1,4 | - | ±1,3 | - | |
| 2, 3 | 0,50 | ±5,5 | ±3,9 | ±3,0 | ±3,1 | ±2,3 | ±3,0 |
| 0,80 | ±3,2 | ±5,2 | ±2,0 | ±3,6 | ±1,8 | ±3,2 | |
| 0,87 | ±2,9 | ±6,1 | ±1,9 | ±3,9 | ±1,7 | ±3,4 | |
| 1,00 | ±1,9 | - | ±1,3 | - | ±1,1 | - | |
| Пределы допускаемого значения поправки часов, входящих в СОЕВ, относительно шкалы времени UTC(SU) ±5 с | |||||||
| Примечание: I5 - сила тока 5% относительно номинального тока ТТ; I20 - сила тока 20% относительно номинального тока ТТ; I100 - сила тока 100% относительно номинального тока ТТ; I120 - сила тока 120% относительно номинального тока ТТ; 1изм -силы тока при измерениях активной и реактивной электрической энергии относительно номинального тока ТТ; Swoa - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии; 6woP - доверительные границы допускаемой основной относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии; Swa - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях применения; Swp - доверительные границы допускаемой относительной погрешности при вероятности Р=0,95 при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях применения. | |||||||
Таблица 5 - Основные технические характеристики ИК
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 5 |
| Нормальные условия: - сила тока, % от Ihom | от 5 до 120 |
| - напряжение, % от Uhom | от 99 до 101 |
| - коэффициент мощности cos ф | 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
| температура окружающего воздуха для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| Рабочие условия эксплуатации: допускаемые значения неинформативных параметров: - сила тока, % От Ihom | от 5 до 120 |
| - напряжение, % от Uhom | от 90 до 110 |
| - коэффициент мощности cos ф | 0,5 инд. - 1,0 - 0,8 емк. |
| температура окружающего воздуха, °C: - для ТТ и ТН | от -40 до +40 |
| - для счетчиков | от 0 до +40 |
| - для сервера | от +15 до +25 |
| Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов Счетчики: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 120000 |
| - срок службы, лет, не менее | 30 |
| Сервер: - среднее время наработки на отказ, ч, не менее | 45000 |
| срок службы, лет, не менее | 15 |
| Глубина хранения информации Счетчики: - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях, сут, не менее | 45 |
| Сервер ИВК: - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее | 3,5 |
Знак утверждения типа
наносится типографским способом на титульный лист формуляра АИИС.212021ЗЭК/22022023-ТРП.ФО, а так же на информационные таблички, закрепленные на корпусе шкафа сервера баз данных и на корпусах шкафов связи, расположенных в электроустановках.
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 6.
| Таблица 6 - Комплектность АИИ | [С КУЭ | |
| Наименование | Обозначение | Количество, шт. |
| Трансформаторы тока | ТПЛМ-10 | 4 |
| Трансформаторы тока | ТВЛМ-10 | 2 |
| Трансформаторы тока | ТШП-0,66 | 6 |
| Трансформаторы напряжения | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 2 |
| Трансформаторы напряжения | НТМИ-10-66 | 1 |
| Счетчики | A1805RAL-P4GB-DW-4 | 2 |
| Счетчики | A1805RAL-P4GB1-DW-4 | 3 |
| ИВК | АльфаЦЕНТР | 1 |
| СОЕВ | УСВ-3 | 1 |
| Формуляр | АИИС.212021ЗЭК/22022023 -ТРП.ФО | 1 |
Сведения о методах измерений
Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии АО «Западная энергетическая компания» (3-я очередь)». Методика измерений аттестована Западно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ», уникальный номер записи в реестре аккредитованных лиц № RA.RU.311735.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения;
ГОСТ 22261-94 Межгосударственный стандарт. Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия;
ГОСТ 34.601-90 Межгосударственный стандарт. Автоматизированные системы. Стадии создания.