Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Тулгорэлектросети" 3-я очередь, 56178-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-я очередь (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации.

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 времени УСВ-1 (Госреестр № 28716-05, зав. № 825), 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) № 1 - 5, 7 состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

ИК № 6 состоит из двух 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 № 6 сигнал с выходов счетчиков поступает непосредственно через GSM-модем 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 11

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/сут.

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

-    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.

Ж

п

н

•а

о

и

о

п

Я

>£

л

п

Я

5

Л

Номер ИК в соответствии с однолинейной схемой

W

рэ

X

РЭ

и

03

2

о

чз

о

X

X

Sc

Наименование объекта учета, диспетчерское наименование присоединения

ПС 110/10/6 кВ №41 «Перекоп», 1 с.ш. 10 кВ, ф.ЗЗ

ю

Н

Л

*

Я

Я

Л

Л

п

Я

5

Л

*

15

■в

15

Я

н

Л

■в

5

п

н

5

Я

5

Счетчик

ТН

ТТ

I? * -3 *

£ 11 II

W W

ю оЯ

1 О Lfx

Вид СИ, класс точности, коэффициент трансформации,

№ Госреестра СИ или свидетельства о поверке

н

X

н

о о о ■ о

о

о

>

>

И

ю

О

о

0 (J

н

1

н

£

о

О

04

о

03

X

рэ

Л

<т>

X

X

а>

н

К

я

н

0

1

О

(J

в

Н

0

1

О

(J

в

н

0

1

О

(J

в

о

00

о

00

со рэ со о

й 2 43 §

SC

о

о

VO

оо

X

о

VO

OJ

Ктт'Ктн'Ксч

6000

Ov

СИКОН С70 № 28822-05 Зав. №01889

УСПД

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Наименование измеряемой величины

TI

о

РЭ

п

х

со

X

Р

>

п

X

СИ

X

р

Вид энергии

VO

н- н-

JJ ^ ‘ji 1о

И

о

о

ч

о

Й

к

о

н

о

со

К

о

н

Относительная погрешность ИИК в рабочих условиях эксплуатации (± 8), %

Н- Н-jts. yi

'V 00

Основная относительная погрешность ИИК (± 8), %

Продолжение таблицы 2

ВЛбкВ от ПС 110/35/6 №52 Медвенка, 2 с.ш. 6 кВ, ф. Плехановский, отпайка на ТП №34 6/0,4 кВ

ПС 110/35/6 №52 Медвенка, РУ-6 кВ, 2 с.ш. 6 кВ, яч. 6

ПС 110/10/6 кВ №218 «Южная», 4 с.ш. 10 кВ, ф.44

Счетчик

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

д

н

д

^    я

^    НН Н

OJ    W II

о\    <5    0

0\    л    Р

^    II    £

О    05

о    ^ ^ 00

i? «

m    *

- "    и W W

vo о    °

1 O    Vi

^ НН Н

Ю ^ II W О 0 w ^ Я vi ся

^ НН Н

OJ W II о\ 9 о On ^ Р

io1 U>

^ о

£ о

'чУ1 \ _ч 0\

1    Ul

ю*

ю

LtJ

VI

-р*.

-р*.

I

о

^1

ю*

VI

0\ нн

° и о н

О II о

о

о

о

о

н

-р*.

VI

VO

^1

I

о

00

00 w ° 00 Q

VI

U)

о

о

U)

>

>

>

>

>

>

td

td

td

td

td

td

О

о

o

о

о

о

о

43

я

нн ^

Ч 43

о g

ид Дс

ся ю

OJ

о > Н ■

о о

0

(J

H

1

H

£

о

LtJ

0

(J

н

1

-р*.

н

о

OJ

К

>

со

К

0

1

о

(J

в

со

К

0

1

О

(J

в

со

К

0

1

о

(J

в

н

0

1

О

(J

в

н

0

1

О

(J

в

н

0

1

о

(J

в

о

(j

В

■

On

Ю

о

00

ю

ю

ю

о

^1

VI

о

00

о

VI

о

VO

VI

VO

VI

VI

^1

ю

LtJ

о

ю

VO

OJ

OJ

1800

360

о\

6000

СИКОН С70 № 28822-05 Зав. № 01688

СИКОН С70 № 28822-05 Зав. №01863

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

Энергия активная, Wp Энергия реактивная, Wq

00

TI

о

рэ

п

X

СИ

д

р

hd

о>

р

з

S

со

X

Р

Й

hd

о>

р

3

к

со

д

р

>

П

X

со

X

В3

>

3

S

СО

д

р

>

п

х

со

д

рэ

VO

td

о

CD

*1

О

й

д

о

н

о

со

Н- Н-

JO ^ Vi 1о

Н- Н-

JO ^ Vi 1о

д

о

н

Н-

Н-

чУ1

н- н-

jts. yi 'V oo

ON

н- н-

jts. yi

'V 00

Н- Н-

JO ^ Vi 1о

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, еоБф = 0,87 инд.;

температура окружающей среды (23 ± 2) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Цном; ток (0,02(0,05) - 1,2) 1ном;

0,5 инд. < еоБф < 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, еоБф = 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 Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и 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 Меркурий 230 - среднее время наработки на отказ не менее Т0= 150 000 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 Т0 = 70 000 ч., среднее время восстановления работоспособности не более Тв = 24 ч.

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» 3-я очередь.

Комплектность

Всего листов 11

Таблица 3 - Комплектность системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3- я очередь

Поверка

осуществляется по документу МП 56178-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети»

3-я очередь. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в декабре 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.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.;

-    счетчиков электрической энергии трехфазных статических «Меркурий 230» - в соответствии с документом «Методика поверки» АВЛГ.411152.021 РЭ1, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 21 мая 2007 г.;

Лист № 10 Всего листов 11

-    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;

-    устройства синхронизации времени УСВ-1 - в соответствии с документом «Устройство синхронизации времени УСВ-1. Методика поверки ВЛСТ 221.00.000МП», утвержденному ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.04 г.;

-    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» 3-я очередь.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Тулгорэлектросети» 3-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» 3-я очередь.

Рекомендации к применению

-    при осуществлении торговли и товарообменных операций.