Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП "Объединение "Истринские электросети", 59252-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Объединение «Истринские электросети» (далее по тексту

-    АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, формирования отчетных документов и передачи информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

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

Измерительно-информационные каналы (ИИК) № 1 - 17, 35 - 43 АИИС КУЭ состоят из трёх уровней:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий устройство сбора и передачи данных (УСПД), устройство синхронизации времени (УСВ), технические средства приема-передачи данных, каналы связи, для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя серверы баз данных (СБД) и коммуникационные серверы (КС) ОАО «МОЭСК», филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра, сервер базы данных (СБД) МУП «Объединение «Истринские электросети», УСВ, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Измерительно-информационные каналы (ИИК) № 18 - 34 АИИС КУЭ состоят из двух уровней:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы точек учета (ИИК ТУ), включающие измерительные трансформаторы напряжения (ТН), измерительные трансформаторы тока (ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту - счетчики), вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных;

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает в себя СБД МУП «Объединение «Истринские электросети», УСВ, автоматизированные рабочие места (АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (3 0 мин);

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

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

-    периодический (один раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор служебных параметров (изменения параметров базы данных, пропадание напряжения, коррекция даты и системного времени);

-    передача результатов измерений в организации - участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента;

-    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).

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 минут.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с единым календарным временем. Результаты измерений электроэнергии (W, кВт-ч) передаются в целых числах.

На ПС № 260 Дедово (ОАО «МОЭСК») и ПС № 475 Луч (филиал ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра) установлены УСПД, которые один раз в 30 минут по проводным линиям связи опрашивают счетчики ИИК 1 - 17, 35 - 43 и считывают мгновенные величины (параметры электросети), при наступлении границы 30-минутного интервала считывают соответствующий профиль мощности. Считанные профили используются УСПД для расчёта отчётных значений электроэнергии и мощности с учётом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, т.к. в счетчиках для обеспечения возможности быстрой замены они установлены равными единице. УСПД выступает в качестве промежуточного хранилища измерительной информации, журналов событий.

КС ОАО «МОЭСК» с периодичностью раз в сутки опрашивают УСПД ПС № 260 Дедово и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения передаются на СБД ОАО «МОЭСК», где записываются в базу данных (под управлением СУБД Oracle).

КС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра с периодичностью раз в сутки опрашивает УСПД ПС № 475 Луч и считывает с него 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения передаются на СБД филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра, где записываются в базу данных (под управлением СУБД Oracle).

СБД ОАО «МОЭСК» и филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра в автоматическом режиме раз в сутки считывают из базы данных получасовые значения электроэнергии и журналы событий, формируют и отправляют по выделенному каналу связи отчеты в формате XML (макет электронного документа 80020, 80030) на СБД МУП «Объединение «Истринские электросети».

СБД МУП «Объединение «Истринские электросети» с периодичностью один раз в сутки по GPRS-каналу через TCP-соединение, а в случае его отсутствия - по GSM-каналу, через контроллеры СИКОН ТС65, установленные на ПС № 145 Нахабино, ПС № 576 Снегири,

ПС № 304 Истра, ПС № 313 Победа, ТП-664, КРУН-234, опрашивает счетчики ИИК 18 - 34 и считывает 30-минутный профиль мощности для каждого канала учета за сутки и журналы событий. Считанные значения записываются в базу данных.

СБД МУП «Объединение «Истринские электросети» при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и прочим заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Доступ к информации, хранящейся в базе данных СБД, осуществляется с АРМ операторов АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время. В СОЕВ входят часы УСВ, счетчиков, УСПД, КС ОАО «МОЭСК», КС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра, СБД МУП «Объединение «Истринские электросети».

В качестве базового прибора СОЕВ КС ОАО «МОЭСК» используется УСВ УССВ-16HVS. Сравнение показаний часов КС ОАО «МОЭСК» и УССВ-16ИУБ происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов КС ОАО «МОЭСК» и УССВ-^HVS осуществляется независимо от показаний часов КС ОАО «МОЭСК» и УССВ-^HVS.

В качестве базового прибора СОЕВ КС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра используется УССВ 35HVS. Сравнение показаний часов КС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра и УССВ 35HVS происходит с цикличностью один раз в час. Синхронизация часов КС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра и УССВ 35HVS осуществляется независимо от показаний часов КС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Центра и УССВ 35HVS.

В качестве базового прибора СОЕВ ССД МУП «Объединение «Истринские электросети» используется УСВ УСВ-2, Госреестр 41681-09. Сравнение показаний часов СБД МУП «Объединение «Истринские электросети» и УСВ-2 происходит каждый час. Синхронизация часов СБД МУП «Объединение «Истринские электросети» и УСВ-2 осуществляется независимо от расхождении показаний часов СБД МУП «Объединение «Истринские электросети» и УСВ-2.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 1 - 17 и КС ОАО «МОЭСК» происходит один раз в один час. Синхронизация часов УСПД ИИК 1 - 17 и КС ОАО «МОЭСК» осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 1 - 17 и КС ОАО «МОЭСК» на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД ИИК 35 - 43 и КС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра происходит один раз в один час. Синхронизация часов УСПД ИИК 35 - 43 и КС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра осуществляется при расхождении показаний часов УСПД ИИК 35 - 43 и КС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Центра на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 1 - 17, 35 - 43 и УСПД происходит при каждом обращении к счетчикам ИИК 1 - 17, 35 - 43, но не реже одного раза в 30 минут. Синхронизация часов счетчиков ИИК 1 - 17, 35 - 43 и УСПД осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 1 - 17, 35 - 43 и УСПД на величину более чем ±1 с.

Сравнение показаний часов счетчиков ИИК 18 - 34 и СБД МУП «Объединение «Истринские электросети» происходит при один раз в один сутки. Синхронизация часов счетчиков ИИК 18 - 34 и СБД МУП «Объединение «Истринские электросети» осуществляется при расхождении показаний часов счетчиков ИИК 18 - 34 и СБД МУП «Объединение «Истринские электросети» на величину более чем ±1 с.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ используется ПО «Пирамида 2000», 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

ПО ИВК «Пирамида» 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.

Технические характеристики

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблице 3. Таблица 2

Таблица 3

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

Примечания:

1.    Погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений 81(2)%р и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от 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 0,98Ином до 1,02-ином;

-    сила тока от 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 0,9Ином до 1,1-Ином;

-    сила тока от 0,01 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 27, 33, 42, 43, от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИИК № 1 - 26, 28 - 32, 34 - 41.

температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии от плюс 5 до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики электроэнергии в режиме измерения активной электроэнергии ИИК № 1, 18, 35 - 43 по ГОСТ Р 52323-2005, ИИК № 2 - 17, 19 - 34 по ГОСТ 30206-94, в режиме измерения реактивной электроэнергии ИИК № 1, 18, 35 - 43 по ГОСТ 52425-2005, ИИК № 2 - 17, 19 - 34 по ГОСТ 26035-83;

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 1. 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:

-    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

-    счетчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

-    счетчик ZMD-402 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

-    УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов;

-    УСПД TK16L - среднее время наработки на отказ не менее 55000 часов

-    УСПД RTU-325L - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчика Тв < 2 часа;

-    для УСПД Тв < 2 часа;

-    для сервера Тв < 1 час;

-    для компьютера АРМ Тв < 1 час;

-    для 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, УСВ, 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 следующих событий

-    фактов параметрирования счетчика;

-    фактов пропадания напряжения;

-    фактов коррекции времени. в журнале УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком Возможность коррекции времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    УСПД(функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчик электроэнергии СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113,7 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

-    счетчик электроэнергии ZMD-402 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях при отключении питания - 85 суток;

Лист № 13 Всего листов 15

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства 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 таблице 4

Таблица 4

Поверка

осуществляется по документу МП 1965/550-2014 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Объединение «Истринские электросети». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в сентябре 2014 года.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока - по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения - по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03М - по методике поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2007 г.;

-    счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по методике поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1 согласованной с ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» в 2004 г.;

-    счетчиков ZMD-402 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные серии Dialog ZMD и ZFD. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2007 г.;

-    УСПД TK16L - по методике поверки по методике АВБЛ.468212.041 МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2007 г.;

-    УСПД RTU-325L - по методике поверки по методике ДЯИМ.466.453.005МП, утвержденной ГЦИ СИ ВНИИМС в 2008 г.;

-    ИИС «Пирамида» - по документу «Системы информационно-измерительные контроля и учета энергопотребления «Пирамида». Методика поверки» ВЛСТ 150.00.000 И1, утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2010 г.;

-    УСВ-2 - по документу «Устройство синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки 237 00.000И1» утверждённым ГЦИ СИ ФГУП ВНИИФТРИ в 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.

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (метод) измерений количества электрической энергии (мощности) с использованием автоматизированной информационноизмерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) МУП «Объединение «Истринские электросети»». Свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 0021/2014-01.00324-2011 от 06.05.2014 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ МУП «Объединение «Истринские электросети»

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.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.