Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10 кВ ООО "Континентал Калуга", 62682-15

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, 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 (30 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 (КТ) 0,5S по ГОСТ 7746-2001, измерительных трансформаторов напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-2001, многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03 класса точности (КТ)

0,5S/1 в ГР № 36697-12 по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии по каждому присоединению (измерительному каналу), указанных в таблице 2 (2 точки измерения).

2-ой    уровень-информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) состоит из сетевого индустриального контроллера «Сикон С 70» в ГР № 28822-05, 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 BL460 Gen8, 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), а также совокупности аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.

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 при помощи технических средств приема-передачи данных поступает на входы сетевого индустриального контроллера (далее-УСПД), 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 УСПД устройствам.

На верхнем - третьем уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации с учетом коэффициентов трансформации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации времени УСВ-2, принимающий 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. Синхронизация времени УСПД от УСВ-2 происходит ежесекундно. Коррекция осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и УСВ-2 на величину более чем ±1 с.Синхронизация времени сервера БД от часов УСПД происходит каждые 30 минут. Корректировка осуществляется при расхождении показаний часов УСПД и сервера БД на величину более чем ±1 с.Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД один раз в сутки, при расхождении времени более ±2 с УСПД производит корректировку времени в счетчиках.

Погрешность системного времени не превышает ±5 с.

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

Программное обеспечение

В системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга» установлено программное обеспечение (ПО)-«Пирамида 2000». (Версия 30.01/2014/C-5) Идентификационные данные (признаки) приведены в таблице 1.

Таблица 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 ПО 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.

Примечания:

1.    А - активная электрическая энергия. Р - реактивная электрическая энергия .

2.    Характеристики погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая);

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

4.    Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98^1,02) Uhom, ток (0,01^1,2) Ihom, cosj = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20±5) °С.

4.    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 ^ 1,1) Uhom , ток (0,01^1,2) Ihom , cosj от 0,5 инд до 0,8 емк; допускаемая температура окружающей среды для: измерительных трансформаторов от минус 40°С до + 70°С, многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М от минус 40 до + 60 °С , УСПД «Сикон С70» от минус10 °С до + 50 °С, сервера от +10 С до + 25 С.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана при I=0,05 1ном, cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии + 10 °С до + 25 °С.

6.    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001; трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001; счетчики активной и реактивной электроэнергии по ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной (реактивной) электроэнергии приведены в таблице 3.

Надежность применяемых в системе компонентов:

Многофункциональный счетчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03 -среднее время наработки на отказ не менее Тср =140000 часов,

-средний срок службы - не менее 30 лет,

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;

УСПД «Сикон С 70»:

-    среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =70 000ч,

-    cредний срок службы, -12 лет;

УСВ-2:

-    среднее время наработки на отказ не менее не менее Тср =35 000ч,

-    cредний 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 УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счетчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счетчиком;

-    выключение и включение УСПД.

Защищённость применяемых компонентов:

• механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-УСПД;

-    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 УСПД;

-    установка пароля на сервер;

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

В комплект поставки входит техническая документация на ИК АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений.

Комплектность АИИС КУЭ приведена в таблице 4.

Таблица 4

Поверка

осуществляется в соответствии с документом МП 4222-05-7714348389-2015 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга». Методика поверки», утвержденным ФБУ «Самарский ЦСМ» 21.10.2015 г.

Результаты поверки удостоверяются свидетельством о поверке, которое заверяется подписью поверителя и знаком поверки в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-    средства поверки многофункциональных счетчиков электрической энергии СЭТ-4ТМ.02М.03 в соответствии с документом «Счетчики электрической энергии многофункциональные СЭТ - 4ТМ.02М, СЭТ - 4ТМ.03М». Методика поверки ИЛГШ.411152.145 РЭ1;

-    средства поверки устройства синхронизации времени УСВ-2 в соответствии с документом «Инструкция. Устройства синхронизации системного времени УСВ-2. Методика поверки. ВЛСТ.237.00.000 И1», утвержденная руководителем ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ» в 2010 г.

-    средства поверки контроллера сетевого индустриального Сикон С70 в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные «Сикон С70». Методика поверки ВЛСТ.220.00.000И1», утвержденная ВНИИМС в 2005г. контроллеры Сикон С120 в соответствии с методикой поверки ВЛСТ 520.00.000 И1. Методика поверки, утвержденной ФГУП «ВНИИМС» в 2009 году.

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы G1oba1 Positioning System (GРS), ПГ ±1 мкс;

-мультиметр «Ресурс-ПЭ-5». Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений угла фазового сдвига между напряжениями ±0,1 ° Пределы допускаемой относительной погрешности измерения напряжения в диапазоне (15-300) В ПГ± 0,2 %; в диапазоне (15-150) мВ, ПГ±2,0 %. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тока: в диапазоне (0,05 - 0,25) А, ПГ ± 1,0 %; (0,25-7,5) А, ПГ ± 0,3 %. Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений частоты ± 0,02 Гц

Сведения о методах измерений

Методы измерений, которые используются в системе автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учёта электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга» приведены в документе-«Методика (метод) измерений электрической энергии с использованием системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учёта электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10кВ ООО «Континентал Калуга». Методика аттестована ЗАО «ЭНЕРГОМЕТРОЛОГИЯ» в соответствии с ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 82-01.00203-2015 от 16.10.2015.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электрической энергии по вводам № 11002 и 21002 ЦРП-10 кВ ООО «Континентал Калуга»

■    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 62053-23:2003, MOD)