Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО "Электросети", 60643-15

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети» - (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии и мощности, потребленной за установленные интервалы времени отдельными технологическими объектами, сбора, хранения и обработки полученной информации. Результаты измерений системы могут быть использованы для коммерческих расчетов.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

•    измерение 30-минутных приращений активной 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 (3 0 мин);

•    автоматическое сохранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

•    передача результатов измерений на сервер АИИС КУЭ и автоматизированные рабочие места (АРМы);

•    предоставление по запросу доступа к результатам измерений, данным о состоянии объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

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

•    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

•    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

•    ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

1-ый    уровень системы - информационно-измерительный комплекс (ИИК) состоит из измерительных трансформаторов тока (ТТ) класса точности 0,2S по ГОСТ 7746 - 2001, измерительных трансформаторов напряжения (ТН) класса точности 0,2 по ГОСТ 1983-2001, счетчиков активной и реактивной электроэнергии CE303 S31 503-JAYVZ(12) и CE303 S31 543-JAYVZ(12) класса точности (КТ) 0,5S/0,5 в ГР № 33446-06 и CE102M R5 145-A класса точности (КТ) 0,5S/0,5 в ГР № 46788-11 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии . В режиме измерения реактивной электроэнергии в виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (31 точка измерения).

2-ой    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) состоит из контроллеров типа Сикон С120 в ГР №40489-09, технических средств приема-передачи данных, каналов связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) состоит из сервера базы данных HP ProLiant ML310e Gen8 v.2, с установленным ПО «Пирамида 2000», устройства синхронизации времени УСВ-2 (ГР№ №41681-10), принимающего сигналы точного времени от спутников глобальный системы позиционирования GPS, коммуникаторов, автоматизированного рабочего места (АРМ) HP Pro 3500 MT, а также совокупности аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

Лист № 2 Всего листов 10

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются 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 преобразуются 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 (ИК№1-12,15,16,22-27) при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы контроллера (где производится хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных по проводным линиям на верхний уровень системы, а также отображение информации по подключенным к контроллерам устройствам. Цифровой сигнал с выходов счетчиков (ИК№13,14,17-21,28-31) при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на верхний уровень системы.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Данные об энергопотреблении с контроллеров поступают на сервер БД.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройства синхронизации времени УСВ-2, принимающие сигналы точного времени от спутников глобальных систем позиционирования GPS и Глонасс. Измерение времени АИИС КУЭ происходит автоматически на всех уровнях системы внутренними таймерами устройств, входящих в систему. Время на сервере ИВК синхронизируется со временем УСВ-2 каждый час и корректируется при расхождении времени на ± 2 с. Время счетчиков (ИК№13,14,17-21,28-31) корректируется сервером ИВК ежедневно при расхождении времени на ± 2с. Время в контроллере синхронизировано с временем УСВ-2, сличение каждые 5 минут, погрешность синхронизации не более ±1 с. Контроллер осуществляет коррекцию времени счетчиков (ИК№1-12,15,16,22-27) каждый сеанс связи, корректировка осуществляется при расхождении времени на ± 2 с.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АИИС КУЭ ±5 с/сутки.

Передача информации в организации - участникам оптового и розничного рынков электроэнергии осуществляется с сервера по основному и резервному каналам связи.

Программное обеспечение

В АИИС КУЭ ООО «Электросети» установлено программное обеспечение (ПО)- «Пирамида 2000». Идентификационные данные (признаки) приведены в таблице№1.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных

изменений по Р 50.2.077-2014- высокий.

Конструкция АИИС КУЭ исключает возможность несанкционированного влияния на П( АИИС КУЭ и измерительную информацию.

На метрологические характеристики модуля вычислений оказывают влияние пересчётные коэффициенты, которые используются для пересчёта токов, и напряжений считанных из измерительных каналов счётчика, в результирующий параметр (потребляемую мощность). Значения пересчетных коэффициентов защищены от изменения путём ограничения доступа - паролем и опломбированием сервера.

Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты ( разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений.

Технические характеристики

Перечень компонентов, входящих в измерительный канал АИИС КУЭ, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений представлен в таблице № 2 Таблица№2

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) Uh0m, ток (0,01 - 1,2) 1н0м, cosj = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) UH0M , ток (0,01 - 1,2) IH0M для ИК№, cosj от 0,5 инд до 0,8 емк; для ИК№14-16,20,21; для ИК№1-13,17-19,22-31; напряжение (0,9 - 1,1) UH0M , ток (0,05 - 1,2) IH0M cosj от 0,5 инд до 0,8 емк ;

допускаемая температура окружающей среды для: измерительных трансформаторов от (- 40) до + 70 °С, электросчетчиков CE102M R5 145-A от минус 45 до + 70 °С, электросчетчиков CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12) от минус 40 до + 60 °С , контроллеров Сикон С120 от минус10 °С до + 50 °С, сервера от + 10 до + 35 °С.

5.    Погрешность в рабочих условиях для ИК№ 14-16,20,21 указана при 1=0,01 1ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5°С до +35°С; для ИК№1-7,9,10,22,23,26,28 при 1=0,05 1ном, cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С; для ИК№13,17,19,29 при 1=0,05 1ном, cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от -40°С до +40°С; для ИК№8,11,12,18,24,25,27 при 1=0,05 1ном, cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +15°С до +35°С; для ИК№30,31 при 1=0,05 1ном, cosj = 0,5 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от +5°С до +35°С; основная погрешность указана при 1=0,1 1ном, cosj = 0,8 инд .

6.    Трансформаторы тока по Г0СТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по Г0СТ 1983-2001; счетчики активной и реактивной электроэнергии по Г0СТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и Г0СТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии В виду отсутствия в Г0СТ 31819.23-2012 класса точности 0,5, пределы погрешностей при измерении реактивной энергии для данного типа счетчиков не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности 0,5S по Г0СТ 31819.22-2012 по каждому присоединению (измерительному каналу) .

7.    А-активная электрическая энергия, Р- реактивная электрическая энергия

8.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков, УСПД на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не ниже, чем у перечисленных в таблице

1. Замена оформляется актом в установленном в 000 «Электросети» порядке. Акт хранится с настоящим описанием типа АИИС КУЭ, как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

Электросчётчик CE102M R5 145-A :

-среднее время наработки на отказ не менее Тср =220000 ч,

-средний срок службы - не менее 30 лет,

Электросчётчик CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12)

-среднее время наработки на отказ не менее Тср = 160 000 ч.

Сервер:

среднее время наработки на отказ не менее Тср = 125000 ч,

среднее время восстановления работоспособности не более tв = 0,5 ч;

Трансформатор тока (напряжения):

-    среднее время наработки на отказ не менее Тср = 400 000 ч,

-    среднее время восстановления работоспособности не более tB = 2 ч;

Контроллер Сикон С120:

-    среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =50 000ч,

-    средний срок службы, -15 лет;

Надежность системных решений:

-    резервирование питания контроллера с помощью источника бесперебойного питания и устройства АВР;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии с помощью электронной почты.

Регистрация событий: в журнале счётчика:

-    параметрирование;

-    пропадания напряжения;

-    коррекция времени;

в журнале контроллера:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и контроллере;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение контроллера.

Защищённость применяемых компонентов:

•    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-контроллера;

-    сервера;

•    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрировании:

-    результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

-    установка пароля на счётчик;

-    установка пароля на контроллере;

-    установка пароля на сервер;

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик CE102M R5145-A - глубина хранения каналов учета накопленных по тарифам за сутки - 44суток;

-    электросчетчики CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12), - глубина хранения информации при отключенном питании - не менее 10 лет. Глубина хранения суточных энергий, накопленных по тарифам -45 суток.

-    контроллер Сикон С120 - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электропотребления по каждому каналу за месяц - не менее 45;

-сервер БД - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 4,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ ООО «Электросети».

Комплектность средств измерений

Комплектность АИИС КУЭ ООО «Электросети» приведена в таблице№3.

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-02-7702575147-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети». Методика поверки,утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 12.03.2015 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-электросчетчики типа CE102M R5 145-A в соответствии с методикой поверки «Счетчики активной электрической энергии однофазные многотарифные СЕ102М. Методика поверки САНТ.411152.035

Д1»;

-электросчетчики типа CE303 S31 503-JAYVZ(12), CE303 S31 543-JAYVZ(12) в соответствии с методикой поверки "Счетчики активной и реактивной электрической энергии трехфазные СЕ 303. Методика поверки".ИНЕС.41152.081 Д1;

-    контроллеры Сикон С 120 в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 520.00.000 И 1. Методика поверки, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году.

-    радиочасы МИР РЧ-01 принимающие сигналы спутниковой навигационной системы G1oba1 Positioning System (GРS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04, ПГ±1 мкс;

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети» приведены в документе - «Методика (метод) измерений электрической энергии с

Всего листов 10

использованием системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети». Методика аттестована ЗАО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 76-01.00203-2015 от 10.03.2015 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии (АИИС КУЭ) ООО «Электросети»

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

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

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

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

S и 0,5 S.

■    ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 6205323:2003, MOD)

Рекомендации к применению

-осуществление торговли.