Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "РЭС", 59527-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЭС» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электрической энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения, передачи и отображения результатов измерений.

Описание

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

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

1-ый    уровень - измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-ой    уровень - измерительно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) включает в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) ЭКОМ-3000, устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ) на базе встроенного в УСПД приемника GPS, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ ОАО «РЭС» (далее - ИВК АИИС КУЭ ОАО «РЭС») включает в себя: сервер сбора ПК «Энергосфера» (основной и резервный), сервер базы данных (далее - СБД) (основной и резервный), автоматизированное рабочее место (далее - АРМ), а также совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

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 московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВт-ч.

На ПС «Восточная», ПС «Урожай», ПС «Татарская», ПС «Краснозерская», ПС «Кочки», ПС «Валерино», ПС «Верх-Аллак», ПС «Зубково», ПС «Колония», ПС «Падунская», ПС «Районная», ПС «Столбово», ПС «Сузун», ПС «Таскаево», ПС «Торсьма», ПС «Усть-Тальменка», цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством линий связи RS - 485 поступает в УСПД ЭКОМ-3000. УСПД осуществляет хранение измеренных данных

Всего листов 17

коммерческого учета и журналов событий, передачу результатов измерений через корпоративную сеть передачи данных (далее - КСПД), GPRS-коммуникаторы и GSM-модемы, GSP-модемы в СБД АИИС КУЭ.

На ПС «Восточная» функционируют каналы связи на базе КСПД (основной, резервный). На ПС «Татарская» и ПС «Урожай» функционируют каналы связи на базе КСПД и радиоканала стандарта GSM/GPRS (основной, резервный). На ПС «Кочки», ПС «Валерино», ПС «Верх-Аллакская», ПС «Зубково», ПС «Колония», ПС «Краснозерская», ПС «Падунская», ПС «Районная», ПС «Столбовская», ПС «Сузун», ПС «Таскаево», ПС «Торсьма», ПС «Усть-Тальменка» функционируют каналы связи на базе радиоканала стандарта GSM/GPRS и спутниковой системы голосовой связи и передачи данных Глобалстар, посредством модема GSP-1620 (основной, резервный).

На ПС «Чилино» и ПС «Плотинная» цифровой сигнал с выходов счетчиков, посредством линий связи RS - 485 через GPRS-коммуникаторы, поступают на уровень ИВК АИИС КУЭ. Каналы связи на этих ПС организованы на базе радиоканала стандарта GSM/GPRS.

На уровне ИВК АИИС КУЭ при помощи программного обеспечения (ПО) «Энергосфера ES++» осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН (в счетчиках и в УСПД коэффициенты трансформации выбраны равными 1), хранение измеренных данных коммерческого учета и журналов событий, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в КО ОАО «АТС», филиал ОАО «СО ЕЭС» Новосибирское РДУ, ОАО «Новоси-бирскэнергосбыт» в рамках согласованного регламента.

По точкам измерений ПС 500 кВ «Барабинская», ПС 500 кВ «Заря», ПС 500 кВ «Юрга», ООО «Метро КЭШ энд Керри», ОАО «Новосибирскэнерго», Новосибирской ГЭС, осуществляется информационный обмен с ИВК АИИС КУЭ ОАО «РЭС». ИВК АИИС КУЭ с периодичностью раз в сутки или по запросу получает от ИВК смежных АИИС КУЭ коммерческие данные за сутки. Измерительные сигналы содержат информацию о 30-минутных приращениях активной и реактивной электроэнергии и состоянии средств измерений на соответствующих смежных АИИС КУЭ.

Перечень смежных АИИС КУЭ:

-    система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - «ПС 500 кВ Барабинская» (Госреестр № 46449-10);

-    система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - «ПС 500 кВ Заря» (Госреестр № 46453-10);

-    система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии АИИС КУЭ - «ПС 500 кВ Юрга» (Госреестр № 46470-10);

-    система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ООО «Метро Кэш энд Керри» 2011 (Госреестр № 46665-11);

-    система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии и мощности ОАО «Новосибирскэнерго» (Госреестр № 45682-10);

-    система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (мощности) Новосибирской ГЭС (Госреестр № 38728-08).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ). Часы УСПД синхронизированы с часами GPS-приемника. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений астрономического времени УСПД составляет не более ± 0,2 с/сут.

Часы основного сервера сбора данных и основного СБД синхронизируются от основного УСВ-2 (Госреестр № 41681-10) (часы резервного сервера сбора данных и резервного СБД синхронизируются от резервного УСВ-2), часы счетчиков синхронизируются от часов УСПД с периодичностью 1 раз в сутки, коррекция часов сервера сбора данных и СБД при расхождении с часами УСВ-2 проводится при расхождении более чем на ± 1 с (программируемый параметр), коррекция часов счетчиков с часами УСПД также проводится при расхождении более чем ± 1 с (программируемый параметр).

На ПС «Чилино» и ПС «Плотинная» часы счетчиков напрямую синхронизируются от часов сервера сбора данных.

Погрешность часов ИИК АИИС КУЭ не превышает ± 5 с/сутки.

Смежные АИИС КУЭ оснащены собственными СОЕВ. Коррекция часов в смежных АИИС КУЭ осуществляется в соответствии с принятыми проектными решениями на каждом иерархическом уровне и в соответствии с описанием типа каждой конкретной смежной АИИС КУЭ.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (далее - ПО) АИИС КУЭ входит: ПО счетчиков электроэнергии, ПТК ЭКОМ (Госреестр № 19542-05) и ПО СБД АИИС КУЭ. Программные средства серверов сбора данных и СБД АИИС КУЭ содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Энергосфера ES++».

Состав программного обеспечения АИИС КУЭ приведён в таблице 1.

Таблица 1

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблицах 3, 4, нормированы с учетом ПО.

Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты - «Высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Состав ИИК АИИС КУЭ приведен в Таблице 2.

Метрологические характеристики ИИК АИИС КУЭ приведены в Таблицах 3, 4. Таблица 2

Примечания:

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

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

3.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение переменного тока от 0,9Цном до 1,1 Ином;

-    сила переменного тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj = 0,87 инд;

-    температура окружающей среды: от плюс 15 до плюс 40 °С.

4.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение переменного тока от 0,9-Цном до 1,1 Ином;

-    сила переменного тока от 0,011ном до 1,21ном;

-    0,5 инд. < cosj < 0,8 емк.

-    температура окружающей среды:

-    для счетчиков электроэнергии типа СЭТ-4ТМ.03 и СЭТ-4ТМ.03М от минус 40 до 60 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2001;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2001.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от 15 до 40°С.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ 30206-94 и ГОСТ Р 52323-2005, в режиме измерения активной электроэнергии, ГОСТ 26035-83 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 порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока, в соответствии с ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

-    счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - среднее время наработки на отказ не менее 140000 часов;

-    счетчик электрической энергии многофункциональный СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - среднее время наработки на отказ не менее 165000 часов;

-    устройства сбора и передачи данных «ЭКОМ-3000» - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов.

-    устройства синхронизации времени УСВ-2 - среднее время наработки на отказ не менее 35000 часов.

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, сервере, АРМ;

Лист № 14 Всего листов 17

-    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.

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 45 суток; при отключении питания - не менее 5 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 системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЭС» типографским способом.

Комплектность средств измерений

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

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 5.

Продолжение Таблицы 5

Поверка

осуществляется по документу МП 59527-14 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЭС». Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2014 года.

Перечень основных средств поверки:

-    трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003

Лист № 16 Всего листов 17

«Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации», МИ 2925-2005 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 35...330/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации с помощью эталонного делителя»;

-    по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03 (Госреестр № 27524-04) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ2 10 сентября 2004 г.;

-    счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-08) - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.145РЭ, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.145РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 04 декабря 2007 г.;

-    счетчиков электрической энергии многофункциональных СЭТ-4ТМ.03М (Госреестр № 36697-12) - в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки» ИЛГШ.411152.145РЭ1, утвержденному руководителем ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    устройств синхронизации времени УСВ-2 - в соответствии с документом «Устройства синхронизации времени УСВ-2. Методика поверки ВЛСТ 237.00.001И1», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ» 12.05.2010 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 и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

-    термогигрометр CENTER (мод.314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе: 05.2014.РЭС-АУ.МИ «Методика измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЭС». Свидетельство

об аттестации № 01.00225/206-235-14 от 06.10.2014 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «РЭС»

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.

Лист № 17 Всего листов 17

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.