Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ЭнергосбыТ Плюс" по ГТП ОАО "ЭнергосбыТ Плюс" (ОАО "Кировэнергосбыт"), 60190-15

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по ГТП ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Кировэнергосбыт») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

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 в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее -ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.

2-й    уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (далее -ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-300 (Госреестр № 19495-03, зав. № 002267), Сикон С1 (Госреестр № 15236-03, зав. № 1583; 1586; 1596; 1590), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи. устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ)

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя, сервер ИВК HP E7-4830 DL530 с установленным серверным программным обеспечением ПО «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10), устройство синхронизации системного времени ССВ-1Г (Госреестр № 39485-08, зав. № 00033) а также, совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

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 электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной, реактивной 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.

Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485 (счетчик - УСПД).

В УСПД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и автоматическая

передача накопленных данных на уровень ИВК, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.

Передача информации с уровня ИВКЭ на уровень ИВК происходит по интерфейсу RS-232 с дальнейшим преобразованием в формат сотовой связи (CSD) (УСПД - GSM-модем -GSM-модем - сервер ИВК).

На сервере ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.

Информация с сервера ИВК может быть передана на автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) по сети Ethernet.

Передача информации заинтересованным субъектам происходит по основному и резервному каналам передачи данных:

-    основной канал: по сети Ethernet с дальнейшим преобразованием в формат сети Internet (сервер ИВК - маршрутизатор - заинтересованные субъекты);

-    резервный канал: сотовая связь (CSD) (сервер ИВК - GSM-модем - заинтересованные субъекты).

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени ССВ-1Г. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Сличение шкалы времени УСПД и шкалы времени УССВ происходит один раз в минуту. Погрешность хода часов УСПД не превышает ± 1 с/сут.

Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени ССВ-1Г происходит ежесекундно. Погрешность хода часов сервера ИВК не превышает ± 1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.

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 программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.

Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении._

Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 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.

Таблица 2 - Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК.

я

-a

о

ti

о

и

%

<т>

д

д

cr>

н

рэ

04

Й

Д

с

Е

ю

Фидер 10 кВ № 1001 ПС Буреполом

Ввод 27,5 кВ Т2 ПС Буреполом

to

Счетчик

Счетчик

ТН

ТТ

ТН

ТТ

н

д

W

3

oj о § ^ ^ СЛ

о

о

OJ

ю

^1

о *

> ч

^ о

& г*

ю*

On

On

On

I

VO

^1

ю*

а*

S' ^

& Л

I

VO

н

ю*

LtJ

On

ю

I

^1

UJ

VO

ю

о о g-

о

о

о

OJ

>

>

И

td

О

О

>

>

td

td

о

о

М

>

о

со

к

о

н

td

to

I

U>

H

td

to

I

u>

5

OJ

о\

Ltl

ю

00

ю

00

ю

OJ

VO

ю

00

>

о

VO

6 ООО

70 000

о\

td

о

<т>

*1

о

и й

о s

н 2 о н со ^

,_, Ю*

On VO

■о

Примечания:

1    Погрешность измерений 81(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%.

2    Характеристики относительной погрешности ИК 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-ином до 1,02-ином;

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

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

5    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    напряжение питающей сети 0,9-ином до 1,1-ином,

-    сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИК № 1, 4-7, 10, 11, 8, 9, 14 и от 0,011ном

до 1,21ном для ИК № 2, 3, 12, 13;

-    температура окружающей среды:

-    для счетчиков от плюс 10 °С до плюс 35 °С;

-    для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2003;

-    для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2003.

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 26035-1983 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

7    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные 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:

-    счетчики А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;

-    счетчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;

-    сервер ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 35558 часов.

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

-    для счетчиков Тв < 24 часа;

-    для сервера 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, сервере ИВК;

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

-    защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:

-    фактов параметрирования счетчиков;

-    фактов пропадания напряжения;

-    фактов коррекции шкалы времени.

Возможность коррекции шкалы времени в:

-    счетчиках (функция автоматизирована);

-    сервере ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счетчики А1800, ЕвроАльфа - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;

-    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 на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по ГТП ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Кировэнергосбыт»)

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по ГТП ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Кировэнергосбыт»)_

Поверка

осуществляется по документу МП 60190-15 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по ГТП ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Кировэнергосбыт») «Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2015 г.

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 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

-    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»;

-    для счётчиков ЕвроАльфа - поверка производится в соответствии с нормативной документацией ГОСТ 30206-94 (МЭК 687) Статические счетчики Ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S или 0,5S), ГОСТ 30207-94 (МЭК 1036) Статические

счетчики Ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 1 или 2), ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные (в части реактивной энергии), ГОСТ 22261-82 Средства измерений электрических и магнитных величин, ТУ 4228-002-29056091-97 Многофункциональный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Технические условия, МЭК 1038 Переключатели по времени для тарификации и управления нагрузкой;

-    для счетчика Альфа А1800 поверка производится в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая 2006г.

-    для УСПД RTU-300 - поверка производится по документу «Комплексы аппаратнопрограммных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003 г.;

-    для УСПД Сикон С1 - поверка контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С1 производится в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2008 году.;

-    устройство синхронизации системного времени ССВ-1Г - поверка производится в соответствии с документом «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008г.;

-    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

Метод измерений изложен в эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по ГТП ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Кировэнергосбыт»)

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по ГТП ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Кировэнергосбыт»)

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.

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли.