Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО "Владимирские коммунальные системы" (4 очередь), 54320-13

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Владимирские коммунальные системы» (4 очередь) (далее АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электрической энергии и мощности в точках измерения ОАО «Владимирские коммунальные системы» (4 очередь), сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации в программно-аппаратный комплекс (ПАК) ОАО «АТС» и другим заинтересованным организациям.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов.

Описание

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

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - информационно измерительный комплекс (ИИК), включающий в себя трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983, счетчики активной и реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52423 и ГОСТ 30206 для активной электрической энергии и по ГОСТ Р 52425 и ГОСТ 26035 для реактивной электрической энергии, вторичные электрические цепи, технические средства каналов передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных типа СИКОН С70, технические средства приема-передачи данных, каналы связи, обеспечивающие информационное взаимодействие между уровнями системы.

С уровня ИВКЭ на уровень ИВК информация передается через контроллер СИКОН ТС65 по GSM-каналам (GSM 900/1800).

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя ИВК «ИКМ-Пирамида», устройство синхронизации системного времени на базе GPS-приемника типа УСВ-1 (Зав. № 101), автоматизированные рабочие места персонала (АРМ) и программное обеспечение (ПО) «Пирамида 2000», каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

ИИК, ИВКЭ, ИВК и каналы связи между ними образуют измерительные каналы (далее

- ИК).

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии и средних на 30-минутных интервалах значений активной и реактивной мощности;

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

-    периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор данных о состоянии средств измерений во всех измерительных каналах;

Лист № 2 Всего листов 15

-    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 центры сбора и обработки информации (ЦСОИ) заинтересованных организаций;

-    предоставление, по запросу, контрольного доступа к результатам измерений, данных о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера заинтересованных 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 (синхронизация часов АИИС КУЭ), соподчинённой национальной шкале времени.

Принцип действия.

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 электрической энергии мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре счетчика электрической энергии вычисляются мгновенные значения активной и полной электрической мощности, которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной электрической мощности.

Измерительная информация на выходе счетчика без учета коэффициента трансформации представляется как:

-    активная и реактивная электрическая энергия, как интеграл от средней за период

0,02 с активной и реактивной мощности, соответственно, вычисляемых для интервалов времени 30 мин;

-    средняя на интервале времени 30 мин активная (реактивная) электрическая мощность.

Для ИК № 22 - 28 (нумерация согласно Таблице 2) цифровой сигнал с выходов счетчиков электрической энергии по проводным линиям связи поступает на входы УСПД СИКОН С70, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы.

Далее, по запросу ИВК, УСПД передает запрашиваемую информацию на верхний уровень ИВК АИИС КУЭ по сотовым каналам связи стандарта GSM.

Для ИК № 1 - 21 цифровой сигнал с выходов счетчиков по сотовым каналам связи стандарта GSM поступает непосредственно в ИВК АИИС КУЭ, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

На верхнем - третьем уровне АИИС КУЭ выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется посредством интернет-провайдера.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающая в себя устройство УСВ-1 с приемником сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS), синхронизирующего собственное системное время по сигналам

Лист № 3 Всего листов 15

проверки времени, получаемым от GPS-приемника, входящего в состав УСВ-1. Погрешность синхронизации не более ±0,5 с. УСВ-1 подключено к ИВК «ИКМ-Пирамида».

Сравнение показаний часов УСВ-1 и ИВК «ИКМ-Пирамида» происходит не реже чем один раз в час. Синхронизация часов УСВ-1 и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне зависимости от величины расхождения показаний часов УСВ-1 и ИВК «ИКМ-Пирамида».

Часы УСПД синхронизированы по времени с часами ИВК «ИКМ-Пирамида». Сравнение показаний часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется каждый сеанс связи, синхронизация часов УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» осуществляется вне зависимости от наличия расхождений.

Сличение показаний часов счетчиков с УСПД (для ИК № 22 - 28) или ИВК (для ИК № 1

- 21) производится во время сеанса связи со счетчиками (1 раз в 30 минут). Корректировка часов счетчика осуществляется при расхождении с временем в часах УСПД (ИВК) 3 с и более, но не чаще 1 раза в сутки.

Время задержки в каналах связи составляет не более 0,2 с.

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ±5 с в сутки. Журналы событий счетчика электроэнергии, УСПД и ИВК «ИКМ-Пирамида» 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" версии 3.0, в состав которого входят программы, 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 Наименование, номер версии, цифровой идентификатор и алгоритм вычисления цифрового идентификатора метрологически значимых частей ПО

Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида», включающее в себя ПО «Пирамида 2000», внесены в Госреестр № 21906-11. ПО «Пирамида 2000» аттестовано на соответствие требованиям нормативной документации, свидетельство об аттестации № АПО-209-15 от 26 октября 2011 года, выданное ФГУП «ВНИИМС».

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

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи

Лист № 5 Всего листов 15

измерительной информации и определяются классами точности применяемых электросчетчиков и измерительных трансформаторов.

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2

Таблица 2 - Состав измерительных каналов АИИС КУЭ и их основные метрологические характеристики

Всего листов 15

Примечания:

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

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

3.    Нормальные условия эксплуатации:

•    параметры сети: напряжение (0,98 + 1,02) ином; ток (1 ^ 1,2) 1ном; частота - (50 ±

0,15) Гц; коэффициент мощности cosj = 0,8 инд.;

•    температура окружающей среды ТТ и ТН - от минус 40 С до + 50 С; счетчиков -от + 18 С до + 25 С; УСПД СИКОН С70 - от + 15 С до + 25 С; УСПД СИКОН С120 - от минус 10 °С до + 50 °С; ИВК «ИКМ-Пирамида» - от + 10 °С до + 25 °С;

•    относительная влажность воздуха от 30 до 80%;

•    атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

•    индукция внешнего магнитного поля не более 0,05 мТл.

4.    Рабочие условия эксплуатации:

•    для ТТ и ТН:

Лист № 11 Всего листов 15

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) Ин1; диапазон силы первичного тока - (0,05 ^ 1,2) !щ; коэффициент мощности cosj(sinj) 0,5 ^ 1,0 (0,87 ^ 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    допускаемая температура окружающего воздуха - от минус 40 до плюс 70 °C.

•    для счетчиков электроэнергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения - (0,9 ^ 1,1) Ин2; диапазон силы вторичного тока - (0,02 ^ 1,2) Ы2; коэффициент мощности cosj(sinj) - 0,5 ^ 1,0 (0,87 ^ 0,5); частота - (50 ± 0,4) Гц;

-    допускаемая температура окружающего воздуха от минус 40 °C до плюс 55 °C;

-    магнитная индукция внешнего происхождения, не более - 0,5 мТл.

•    относительная влажность воздуха до 9 при температуре окружающего воздуха

30°С;

•    атмосферное давление от 84 до 106 кПа (от 630 до 795 мм рт ст.);

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии для ИК 1 - 21 (согласно таблице 2) от минус 10 °С до + 35 °С; для ИК 22 - 28 от 0 °С до + 30 °С.

6.    Допускается замена измерительных трансформаторов, счетчиков и УСВ-1 на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена ИВК «ИКМ-Пирамида», УСПД СИКОН С70 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном в ОАО «ВКС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7.    Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Государственный реестр средств измерений.

В журналах событий фиксируются факты:

•    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике;

•    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

Защищённость применяемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида»;

•    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметри-

ровании:

- электросчетчика;

-    УСПД;

-    ИВК «ИКМ-Пирамида».

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электрической энергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    устройство сбора и передачи данных - хранение графика средних мощностей за 30 мин. в течении 45 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений

-    за весь срок эксплуатации системы.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

•    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

•    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

•    счетчик электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

•    УСПД СИКОН С70 - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 2 ч;

•    ИВК «ИКМ-Пирамида» - среднее время наработки на отказ не менее 70000 часов, среднее время восстановления работоспособности tв = 1 ч.

•    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов, среднее время во становления работоспособности tв = 2 ч;

Надежность системных решений:

•    защита от кратковременных сбоев питания ИВК «ИКМ-Пирамида» и 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.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на верхнюю часть титульного листа инструкции по эксплуатации и паспорта АИИС КУЭ принтером.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

Осуществляется по документу МЭС 1153РД-13.01.МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Владимирские коммунальные системы» (4 очередь) Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Марийский ЦСМ» 13.05.2013 г.

Основные средства поверки:

-    для трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    для трансформаторов напряжения - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124РЭ, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;

-    для счётчиков электроэнергии ПСЧ-4ТМ.05М - по методике поверки ИЛГШ.411152.146РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.146РЭ, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

-    для счётчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ;

-    для устройства сбора и передачи данных СИКОН С70 - по документу «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.00 И1»;

-    для устройства синхронизации времени УСВ-1 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ. 221.00.000 И1».

-    для ИВК «ИКМ-Пирамида» - по документу «Комплексы информационно вычислительные «ИКМ-Пирамида». Методика поверки. ВЛСТ 230.00.000 И1»;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 27008-04;

Лист № 14 Всего листов 15

- 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

Методика измерений приведена в документе: Методика измерений количества электрической энергии и мощности с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электрической энергии и мощности ОАО «Владимирские коммунальные системы» (4 очередь) для оптового рынка электрической энергии (АИИС КУЭ ОАО «ВКС» (4 очередь)). ВЛСТ 873.00.000 МИ, утвержденной и аттестованной в установленном порядке.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

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

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

ГОСТ Р 52322-2005 (МЭК 62053-21:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2.

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23:2003). Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

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

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

МИ 3000-2006 Рекомендация. ГСИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки.

Руководство по эксплуатации системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета ОАО «Владимирские коммунальные системы».

Рекомендации к применению

Осуществление торговли и товарообменных операций.