Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Тулгорэлектросети" 2-я очередь, 55014-13

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.

Лист № 2 Всего листов 16

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 способов организации измерительных каналов;

•    Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО;

•    Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений -уровень «С» по МИ 3286-2010.

Состав 1-ого и 2-ого уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2 Таблица 2 - Состав 1-ого и 2-ого уровней АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК.

Продолжение таблицы 2

Продолжение таблицы 2

со

о

CD

■п

О

и

S

§

и

к

О

н

со

о

CD

■п

О

и

S

§

и

к

О

н

Продолжение таблицы 2

40

ю

40

OJ

ПС № 64 "Кировская", ф.18

ПС № 109 "Юбилейная", ф.8

ПС № 109 "Юбилейная", ф.4

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТН

тт

ТН

тт

ТН

тт

ъ я

Г? Н

U) ^ ||

^ 9 ГЬ

Os л vP ю И ю >1 СЯ

^ О lyt

н

я

н

я

н

2

н

§я

о ^

о

о

* 3

3 2?

К) 11 II

g о

I О ч

о ^

^ D;

$

н

^ *

Го*

Г?    н

oj    II o-n 9

04 ^    j—’

40 И    ю

"    СП

0^0

°°    L-,

н

ю*

К) ^

^ 9

ю II

Л ^

О ^ ^

о

ю*

Го1

ю 11

2 §    II

о    о

-!j о    и.

О

о

о

$

о

04    04

00    о

-J    Я

1    о

'•с    ^

"■    5

о

§Я

О '-Л

О

00

о

о

dd

dd

dd

dd

CO

dd

dd

0 (J Н

1

4-

н

2

о

OJ

0

(J

н

1

4-

н

2

о

OJ

0

(J

H

1

4-

4

2

о

OJ

X

>

к

ч

I

0

1

ю

х

>

X

ч

2

К

i

Os

i

Os

Os

X

ч

2

s

I

04

I

04

04

40

Lft

О

00

Is)

О

Is)

04

Is)

О

00

Is)

о

^1

Is)

^1

о

00

о

^1

40

Is)

Is)

Is)

О

^1

OJ

Is)

^1

40

о

Lft

7200

7200

04

7200

СИКОН C70 № 28822-05 Зав. № 01817

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная,

_Wq_

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

|-о

о

£

3

К

СО

я

|-0

о

>

п

К

со

я

о

н

К

со

Я

н

К

со

Я

н

К

со

Я

В

to

н

К

со

Я

В

to

40

н- н-

;о

’’Ji Is)

н-

Js)

“oj

Н-

Н-

Js)

“oj

Н-

Н- Н-у.

н- н-

JO у.

Н- Н-JO у.

Продолжение таблицы 2

со

о

CD

■п

О

и

S

§

и

к

О

н

О 00

Продолжение таблицы 2

ТН

тт

ТН

ТТ

ТН

ТТ

Т*Г

ы    я

\о*    Н

OJ    Я II

^    9 л

Os    £ Р

40    II ^

<1    " т

О    ^ ^

00    V,

i?    ^    ^

oj    н    н

£    II    II

w    ы    о

40    о    ы

О    Q    СП

04    4У1

$

2?

1 3

io'

U)

L/1

40

L/\

Os

I

О

о

10 ^    нн

Ы О    5

UO    4

40 §    II

у io

^ О)

U)

ю

U)

40

Я

о К) Р in

Я

О is)

Р С/2

Os

I

О

О

о ^

O'n Lh

о ^

04 4У1

о

о

ПС №218 "Южная", ф.52

Я н к ^ 11 ^ ^ |-н W О 5 4^ 2 40 § II

^ ° О 04

6 ^ ^

О

О

Счетчик

40

04

ПС №218 "Южная", ф.42

^    я

io*    Н

OJ    II

^    9 с->

04    ^ j—’

40    II 4У1 " СП

О    ^ ^ 00

Счетчик

iо*

40

4У1

ПС №218 "Южная", ф.40

^    я

г?    ч

U)    II

^    9 л

OS    Л Р

40    || ^

<1    " С/5

О    ^ ^

00    V,

Счетчик

40

О ГО >

О ГО >

О СО >

ГО

ГО

СО

0 (J Ч

1

4-

ч

0 (J Ч

1

4-

ч

0 (J Ч

1

4-

ч

о

OJ

о

OJ

о

U)

ы

ы

ы

ю

ю

ы

о

00

о

о

00

о

L/X

О

00

о

L/\

40

Os

U)

L/\

О

Os

U)

Os

L/X

L/X

6000

8000

8000

Os

СИКОН С70 № 28822-05 Зав. №01863

о

Энергия активная, Wp Энергия реактивная,

_Wq_

Энергия активная, Wp Энергия реактивная,

_Wq_

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

>

п

S

со

а

CD

ё

3

S

со

а

CD

CD

н

S

со

а

н

а

со

а

Н

S

со

а

8

Н

а

со

а

8

40

СО

о

CD

Т)

О

а

§

н-

Ъо

н-

©

н- н-оо о

н-

©

К

О

н

н- н-

oj js)

Ъ\ чо

н- н-

OJ Js)

Ъ\ 40

OS 40

н- н-

oj js)

Ъ\ "чо

н-

Ъо

Продолжение таблицы 2

VO

VO

VO

^1

VO

00

ПС №218 "Южная", ф.ЗЗ

ПС №218 "Южная", ф.48

ПС №218 "Южная", ф.50

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

тг

н

к

н

к

н

К

^    я

io*    Н

oj ^3    II

^ 9    с->

OV Л

VO II    О)

"    СП

О ^    ^ 00

^    *

io*    Н

OJ    II

^    9 с-5

СЛ    Л Р

40    И

<i    " т

О    ^ ^

00    V,

i?    ^    ^

oj    н    н

£    I'    II

w    ы    о

vp    о    ы

О    Я    СП

ov    vyi

\о*    Н

OJ    £5 II

^    9 л

СЛ    Л Р

40    II

<1    " т

О    ^ ^

00    V,

ю* ^

OJ о

о

VO § II

R _

O-N -Й_„°

6 ^ ^

о

о

Г©1

U) о U) о

40 § ||

Lfi 5 л

О ^-Р 6 ^ ^ ^ о о

н

н

L/1

ы

00

^ я

О is)

Р С/2

р

lyt

OV vyi

U)

О ГО >

О ГО >

О СО >

ГО

ГО

СО

0 (J Ч

1

4-

ч

0 (J Ч

1

4-

ч

0 (J Ч

1

4-

ч

о

OJ

о

OJ

о

U)

ю

ю

ю

о

00

о

L/X

о

00

о

L/1

о

00

о

L/X

OJ

L/\

00

U)

U)

4-

00

OJ

00

4^

8000

8000

6000

о

СИКОН С70 № 28822-05 Зав. №01863

о

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

|-о

о

£

3

К

со

Я

|-о

о

£

3

К

со

Я

>

п

К

со

Я

В

to

>

К

со

Я

В

to

>

К

со

Я

В

to

CD

ё

3

S

со

а

vo

Н-

Ъо

н-

о

н-

Ъо

Н-

о

н- н-

;о

’’Ji Is)

ц н § i?

н- н-

jo

OV "vo

H-

н-

к>

н- н-

jo

OV "vo

ov о

Продолжение таблицы 2

Is)

О

Is)

О

О

ПС №218 "Южная", ф.37

ПС №218 "Южная", ф.43

Is)

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

тт

ТН

тт

н

к

н

к

$

а

.. 5

Is) я II

^ л о

£ Д ^

О ^ ^

'г-')

ю*

$

00

W о II

Г §о

$ I-

о

о

.о

1^1

ПС №218 "Южная", ф.ЗО

Счетчик

Is)

О

dd

dd

dd

dd

СО

СО

0 (j н

1

4-

ч

2

о

OJ

0

(J

н

1

4-

н

S

о

U)

0 н

1

4-

н

2

о

OJ

к

н

On

On

W

о

00

о

о

00

о

L/X

о

as

о

о

so

as

so

о

4-

Ю

as

U)

as

ю

о

О

Ю

00

6000

6000

as

6000

СИКОН С70 № 28822-05 Зав. №01863

о

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

•"О

CD

ё

3

S

со

а

>

п

S

со

а

so

CD

Н

S

со

а

8

н

а

со

а

СО о

CD Т)

О

а и i?

н- н-

l/i к>

н-

Ъо

н-

©

н- н-

Ъо о

t=l

к

9

н- н-

4^ уу

"о ы

н- н-

OJ ы

"as \о

н- н-

OJ ы

сл чо

ON

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, cos9 = 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. < cos9 < 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) 1ном, cos9 = 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 То = 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

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 и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета 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.