Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) электрокотельной "Центральная" филиала "Красноярская Теплосеть" ОАО "Енисейская ТГК (ТГК-13)", 49531-12

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) электрокотельной «Центральная» филиала «Красноярская Теплосеть» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, для осуществления эффективного автоматизированного коммерческого учета и контроля потребления электроэнергии и мощности по всем расчетным точкам учета, а также регистрации и передачи этой информации в центры сбора и обработки информации:

-    ПАК ОАО «АТС»;

-    филиала ОАО «СО ЕЭС» Красноярское РДУ;

-    филиал ОАО «МРСК Сибири» Красноярскэнерго;

-    ОАО «ФСК ЕЭС» - «МЭС Сибири»;

-    ОАО «Красноярскэнергосбыт»;

-    Исполнительный аппарат ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)»;

-    Центр сбора филиала «Красноярская Теплосеть».

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов и оперативного управления энергопотреблением.

Описание

АИИС КУЭ построена на базе информационно-вычислительного комплекса (ИВК) «Альфа Центр» (Госреестр № 44595-10) как иерархическая автоматизированная система, состоящая из трех уровней.

1-ый    уровень — уровень информационно-измерительных комплексов (ИИК), обеспечивающий измерение физических величин и преобразование их в информационные сигналы, включает в себя 14 ИИК. Каждый ИИК состоит из:

-    счетчика электрической энергии Альфа А1802 (Госреестр № 31857-06) производства компании ООО «Эльстер Метроника»;

-    измерительных трансформаторов тока и напряжения4

-    вторичных измерительных цепей.

2-ой    уровень — уровень ИВК электроустановки (ИВКЭ), обеспечивающий сбор данных с уровня ИИК, частичное хранение и передачу данных на уровень ИВК, включает в себя:

-    устройство сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 (Госреестр № 31857-06) производства компании ООО «Эльстер Метроника»;

-    устройство синхронизации системного времени (УССВ) и

-    каналообразующую аппаратуру.

3-ий    уровень — уровень ИВК, обеспечивающий хранение и передачу данных смежным субъектам, полученных с уровня ИВКЭ, включает в себя существующий уровень ИВК филиала «Красноярская Теплосеть» ОАО «Енисейская ТКГ (ТГК-13)».

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), сформированной на всех уровнях иерархии, включающей в себя одно УССВ в составе УСПД и другое УССВ в составе ИВК. УССВ оснащено приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования GPS. Часы УССВ синхронизированы по сигналам GPS-приемника, сличение производится непрерывно, погрешность синхронизации не более ±0,01 с. По часам УССВ осуществляется коррекция внутренних часов сервера ИВК и УСПД. По часам УСПД осуществляется коррекция часов счетчиков. Сличение часов сервера ИВК (УСПД) с часами УССВ выполняется 1 раз в минуту, корректировка часов выполняется при расхождении часов сервера ИВК (УСПД) с часами УССВ более чем на ±1с. Сличение часов счетчиков с часами УСПД не реже одного раза в 30 минут, корректировка часов счетчиков при расхождении с часами УСПД более чем на ±2 с.

Погрешность часов компонентов системы не превышает ±5 с.

АИИС КУЭ электрокотельной «Центральная» решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

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

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

-    передача результатов измерений в организации-участники 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);

-    передача журналов событий счетчиков.

Рис. 2 — Трансформатор тока ТШП-0,66    Рис. 3 — Шкаф учета

На уровне ИВКЭ схемы пломбировки ИК ИС приведены на рис. 4, 5 и 6.

На уровне ИВК схемы пломбировки ИК ИС приведены на рис. 7, 8 и 9.

П/тба нумероданная

Рис. 7 — Коробка испытательная КИ-10

П/юмдиробочная лента

Программное обеспечение

Программное обеспечение (ПО) АИИС КУЭ состоит из следующих сертифицированных программных продуктов:

-    «MeterCat» - программный пакет для работы со счетчиками серии Альфа-1800 (чтение и конфигурирование);

-    «ZOC» - программа, необходимая для подключения УСПД RTU-325 (поставляется в комплекте с УСПД);

-    «АльфаЦентр РЕ» - программный пакет, реализующий функции уровня ИВК;

-    СУБД Oracle.

ПО АИИС КУЭ обеспечивает:

-    поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при необходимости);

-    функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку);

-    формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;

-    поддержку СОЕВ;

-    решение конкретных технологических и производственных задач пользователей. Идентификационные данные ПО приведены в табл. 1

Таблица 1 — Идентификационные данные метрологически значимой части ПО АИИС КУЭ

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010 - «С». Влияние ПО на метрологические характеристики измерения электрической энергии отсутствует.

Технические характеристики

Состав измерительно-информационных комплексов точек учета электроэнергии приведен в табл. 2.

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ электрокотельной «Центральная»

Метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ приведены в табл. 3.

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК.

Пр имечания:

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

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

3.    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4.    Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:

-    температура окружающего воздуха    20±5 °С

-    сила тока    1±0,2 1 ном

-    напряжение    1±0,02 Uном

-    коэффициент мощности (cos ф)    0,9 инд

-    частота питающей сети, Гц    от 49 до 51

5.    Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

-    температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С    от - 40 до +50

-    температура окружающего воздуха для счетчиков , °С    от -40 до +70

-    сила тока, % от номинального (1ном)    от 1ном до 120

-    напряжение, % от номинального (ином)    от 85 до 110

-    коэффициент мощности (cos ф)    0,5 инд - 1 - 0,5 емк

-    частота питающей сети, Гц    от 49 до 51

6.    Погрешность в рабочих условиях указана для I = 0,05 !ном; cos9 = 0,8 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от +10 до +30°С.

7.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983, счетчики электроэнергии по ГОСТ Р 52323 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

8.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)» порядке.

Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

-    счетчик Альфа А1800 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 140 000 ч, среднее время восстановления tB = 2 ч;

-    УСПД RTU-325 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 40 000 ч, среднее время восстановления tB = 2 ч;

-    сервер - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления

tB = 1 ч;

-    СОЕВ - коэффициент готовности не менее КГ = 0,99996, среднее время восстановления tB = 2 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники ОРЭМ посредством сети сотовой связи стандарта GSM. В случае аварийного отсутствия связи предусмотрен сбор информации непосредственно со счетчиков, посредством переносного инженерного пульта (ноутбук), с последующей загрузкой ее в базу данных ИВК с помощью программных средств ПО «Альфа Центр».

Регистрация событий:

а) в журнале событий счетчика:

-    параметрирования,

-    попыток несанкционированного доступа,

-    изменения текущих значений времени и даты при синхронизации времени,

-    отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях,

-    перерывов питания;

б)    в журнале событий УСПД:

-    даты начала регистрации измерений,

-    перерывов электропитания,

-    потери и восстановления связи со счетчиками;

-    программных и аппаратных перезапусков,

-    корректировки времени в УСПД и каждом счетчике,

-    изменения ПО и параметрирования УСПД;

в)    в журнале событий ИВК:

-    несанкционированного изменения ПО и параметрирования АИИС КУЭ,

-    перерывов электропитания,

-    потери и восстановления связи со счетчиками,

-    программных и аппаратных перезапусков,

-    корректировки времени в ИВК, УСПД и каждом счетчике.

Защищенность применяемых компонентов:

а)    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    путем пломбирования трансформаторов тока, пунктов коммерческого учета ПКУ-10 «Контакт», промежуточных клеммников расположенных в шкафах кроссовых вторичных цепей измерения и шкафах учета, испытательных коробок, клеммников самих электросчетчиков, клеммников цепей передачи информации от электросчетчиков к УСПД, а также клеммников самих УСПД;

-    путем пломбирования элементов счетчиков и УСПД, с помощью которых может осуществляться изменение параметров настройки устройств, системного времени и накопленных данных;

-    путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, УСПД и серверу БД (размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах);

б)    защита информации на программном уровне:

-    установка трех паролей для различного уровня доступа к параметрированию счетчика (пользователя, предприятия, энергоснабжающей организации);

-    разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров, времени и данных (установка пароля на сервер, основной и дополнительный пароль загрузки);

-    разграничение доступа к последовательным, параллельным и другим портам ЭВМ;

-    автоматизированная идентификация пользователей и эксплуатационного персонала при обращении к ресурсам системы;

-    регистрация входа (выхода) пользователей в систему, обращений к ресурсам и фактов попыток нарушения доступа;

-    регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии и мощности;

-    обнаружение и регистрация искажений штатного состояния рабочей среды ЭВМ, вызванного вирусами, ошибками оператора, техническими сбоями или действиями посторонних лиц.

Г лубина хранения информации:

-    счетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 35 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в табл. 4

Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ электрокотельной «Центральная»

*)

- согласовывается с Заказчиком.

Поверка

осуществляется по документу 16-05/004 МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) электрокотельной «Центральная» филиала «Красноярская Теплосеть» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Красноярский ЦСМ» 06.12.2011 г.

Основные средства поверки:

-    измеритель сопротивления MRU-101 с пределом измерений от 0,52 до 20 кОм, погрешность ± 2%;

-    термометр ПТСВ-1-2 с измерителем-регулятором температуры МИТ 8.15 с пределом измерений от минус 50 до 450 °С, погрешность ± 0,02 °С;

-    вольтамперфазометр Парма ВАФ-А с пределами измерений:

а)    для тока от 0 до 10 А, погрешность ± [1 + 0,1 х (1к / 1и - 1)] % ,

б)    для напряжения от 0 до 460 В, погрешность ± [1 + 0,1 х (ик / ии - 1)] % ,

в)    для частоты от 45 до 65 Гц, погрешность ± 0,1 %,

г)    для мощности от 0 до 4600 Вт(Вар), погрешность ±3 %В;

-    переносной компьютер с ПО «MeterCat», «ZOC», «АльфаЦентр».

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе «Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии электрокотельной «Центральная» филиала «Красноярская Теплосеть» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)». Свидетельство об аттестации методики измерений № 16.01.00291.001-2011 от 29.11.2011 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ электрокотельной «Центральная» филиала «Красноярская Теплосеть» ОАО «Енисейская ТГК (ТГК-13)

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

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

-    РД 34.11.114-98 «Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Основные метрологические характеристики. Общие требования»;

-    Положение о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка и электроэнергии и мощности. Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭМ. Технические требования».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.