Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Нижневартовская энергосбытовая компания". Вторая очередь, 57453-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Нижневартовская энергосбытовая компания". Вторая очередь (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ построена на основе программного комплекса "Энергосфера", входящего в состав ПТК ЭКОМ (Госреестр № 19542-05), и представляет собой многоуровневую автоматизированную измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) АИИС КУЭ состоят из трех уровней:

1-ый    уровень - измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики) и вторичные измерительные цепи.

2-ой    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройства сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 (Госреестр № 17049-09), систему обеспечения единого времени (СОЕВ) с GPS-приемником, входящим в состав УСПД, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), состоящий из двух подуровней. Каждый подуровень включает в себя серверы баз данных (СБД ИВК подуровня № 1, СБД ИВК подуровня № 2) на базе платформы HP Proliant DL360 с установленным программным обеспечением ПК "Энергосфера", а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Вспомогательное оборудование - автоматизированное рабочее место оператора (АРМ) с установленным программным обеспечением ПК "Энергосфера", монитор, комплект устройств интерактивного ввода-вывода.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

-    периодический (1 раз в сутки) 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;

Лист № 2 Всего листов 12

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей, пломбирование и т.п.);

-    диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (синхронизация часов АИИС КУЭ);

-    передача журналов событий счетчиков и УСПД в базу данных ИВК.

Принцип действия:

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 сигнал. 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 измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим местным временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков по проводным линиям связи интерфейса RS 485 поступает на входы УСПД в пределах объекта автоматизации, где осуществляется сбор, обработка и хранение измерительной информации.

С помощью беспроводных каналов сотовой связи стандарта GSM/GPRS осуществляется передача накопленных данных на СБД ИВК подуровня № 2.

Репликация данных коммерческого учета из базы данных (БД) СБД ИВК подуровня № 2 в БД СБД ИВК подуровня № 1 осуществляется с помощью CRQ-интерфейса по протоколу HTTP, c использованием выделенного канала сети провайдера Internet.

СБД ИВК подуровня № 1 при помощи программного обеспечения осуществляет формирование и хранение поступающей измерительной информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу данных коммерческого учета в ОАО "АТС" и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят часы УСПД, счетчиков и серверов. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В состав УСПД Зав. № 11082397, расположенного на ПС 110/10/10 кВ "Центральная", входит GPS-приемник, что обеспечивает ход часов УСПД Зав. № 11082397 не более ±0,2 с/сут.

Сличение шкал времени УСПД Зав. № 11082397 и СБД ИВК подуровня № 2 происходит непрерывно. Коррекция шкал времени УСПД Зав. № 11082397 и СБД ИВК подуровня № 2 осуществляется один раз в сутки вне зависимости от величины расхождения шкал времени УСПД Зав. № 11082397 и СБД ИВК подуровня № 2.

Сличение шкал времени остальных УСПД, шкалы времени СБД ИВК подуровня № 1 со шкалой времени СБД ИВК подуровня № 2 происходит непрерывно. Коррекция осуществляется один раз в сутки вне зависимости от величины расхождения шкал времени остальных УСПД, шкалы времени СБД ИВК подуровня № 1 со шкалой времени СБД ИВК подуровня № 2.

Сличение шкал времени УСПД и счетчиков происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении шкал времени на величину более чем ±1 с.

В состав программного обеспечения АИИС КУЭ (далее по тексту - ПО) входит ПО счетчиков, ПО УСПД, ПО СБД ИВК подуровня № 1, ПО СБД ИВК подуровня № 2, ПО АРМ.

Программные средства СБД каждого подуровня ИВК включают серверную операционную систему, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и ПК "Энергосфера".

Состав программного обеспечения ИВК приведён в таблице 1. Таблица 1

Программные средства АРМ включают операционную систему, программы обработки текстовой информации (MS Office) и клиентское ПО "Энергосфера".

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

ПК "Энергосфера" не влияет на метрологические характеристики АИИС КУЭ.

Уровень защиты программного обеспечения АИИС КУЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Состав измерительно-информационных каналов системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ)

ООО "Нижневартовская энергосбытовая компания". Вторая очередь приведен в Таблице 2. Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3.

Таблица 2

Ход часов компонентов АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сут.

Примечания:

1. Погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%..

Лист № 9 Всего листов 12

2.    Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).

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

4.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение от 0,98-Цном до 1,02-Цном;

-    сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;

-    температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 25°С.

5.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение питающей сети от 0,9-Цном до 1,1-Ином;

-    сила тока от 0,011ном до 1,2 1ном;

-    температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от 0 до плюс 20°С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001;

-    для УСПД и сервера от плюс 10 до плюс 25°С.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики 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 электроэнергии на аналогичные (см. п. 6 Примечания) утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

Среднее время наработки на отказ:

-    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.02.2 - не менее 90000 часов;

-    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - не менее 140000 часов;

-    УСПД ЭКОМ-3000 - не менее 75000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчика Тв < 2 часов;

-    для УСПД Тв < 2 часов;

-    для сервера Тв < 0,5 часа;

-    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

-    для GSM модема Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

-    панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, УСПД, сервере, АРМ;

-    организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

-    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчика и УСПД следующих событий:

-    фактов параметрирования;

-    фактов пропадания напряжения;

-    фактов коррекции времени.

-    Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электроэнергии - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях -не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 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 10 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 средств измерений

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4 Таблица 4 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

Поверка осуществляется по документу МП 1829/550-2014 "ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Нижневартовская энергосбытовая компания". Вторая очередь. Методика поверки", утвержденному ГЦИ СИ ФБУ "Ростест-Москва" 18 апреля 2014 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 СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ" в декабре 2007 г.;

-для счётчиков СЭТ-4ТМ.02 - по методике поверки ИЛГШ.411152.087РЭ1, согласованной с ГЦИ СИ ФГУ "Нижегородский ЦСМ";

-для УСПД ЭКОМ-3000 - по методике поверки ПБКМ.421459, утвержденной ГЦИ СИ ФГУП "ВНИИМС" в мае 2009 г.;

Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04).

Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.

Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Метод измерений изложен в документе: "Методика (методы) измерений количества электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО "Нижневартовская энергосбытовая компания". Вторая очередь. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 1358/550-01.00229-2014.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

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

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

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

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

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

6    ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7    ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.