Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала "Тулэнерго" ОАО "МРСК Центра Приволжья" (ПС №149 Мясново, ПС №41 Перекоп, ПС №88 Ясенки), 63782-16

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (ПС №149 Мясново, ПС №41 Перекоп, ПС №88 Ясенки) (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерения активной и реактивной энергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, передачи, хранения и отображения информации. Данные системы могут быть использованы для коммерческих расчетов

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 измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (далее - ТН) и счетчики активной и реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи.

2-ой    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (далее -ИВКЭ) АИИС КУЭ созданный на базе устройства сбора и передачи данных (далее - УСПД) типа СИКОН С1, СИКОН С70 и технических средств приема-передачи данных.

3-ий    уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК) АИИС КУЭ на базе ПО «Пирамида 2000», сервер баз данных (далее - БД) АИИС КУЭ, устройство синхронизации системного времени, автоматизированные рабочие места персонала (далее -АРМ), технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации; технические средства приема-передачи данных.

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 электронного счетчика электрической энергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуют 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 по проводным линиям связи поступает на входы УСПД, где осуществляется вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной информации, ее накопление и передача накопленных данных на верхний уровень системы (сервер БД), а также отображение информации по подключенным устройствам.

На сервере филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов. Передача информации в

организации-участники оптового рынка электроэнергии осуществляется в соответствии с согласованными сторонами регламентами.

Далее, результаты измерений в виде электронного документа, сформированного посредством расширяемого языка разметки (Extensible Markup Language - XML) в соответствии со спецификацией 1.0 передаются на сервер ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ», где происходит хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации от сервера ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ» в ПАК ОАО «АТС» за подписью ЭЦП субъекта ОРЭ и другим смежным субъектам ОРЭ осуществляется по каналу связи сети Internet в виде xml-файлов в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в ОАО «АТС», ОАО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (далее - СОЕВ), которая формируется на всех уровнях иерархии и включает в себя устройство синхронизации времени УСВ-1 (Зав № 1420, Госсреестр № 28716-05) на основе приемника сигналов точного времени от спутниковой глобальной системы позиционирования (GPS). Сличение времени часов ИВК с часами УСВ-1 происходит раз в час, происходит принудительная установка времени ИВК от УСВ-1. Часы УСПД синхронизируются от часов ИВК ежесуточно, плавная коррекция проводится при расхождении более чем на ± 3 с (программируемый параметр). Часы счетчика синхронизируются от часов УСПД при каждом сеансе связи, коррекция часов счетчиков проводится при расхождении часов счетчика и УСПД более чем на ± 2 с (программируемый параметр).

СОЕВ обеспечивает корректировку времени ИК АИИС КУЭ с точностью не хуже ±5,0 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 ПО «Пирамида 2000», в состав которого входят программные модули, 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 - Идентификационные данные ПО

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

А

ТЛО-10

17682

Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 25433-08

н

н

ТЛО-10

В

17681

С

ТЛО-10

17689

ПС №41 Перекоп 110/35/6кВ, РУ-6кВ, Фидер №6 6кВ

А

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 20186-00

Активная

Реактивная

5.3

5.4

0

0

0

2

К

н

НАМИ-10-95

588

В

3

1,2

2,5

С

к

и

т

е

С

Кт = 0,5S/1.0 Ксч = 1 № 27524-04

Сикон С70 Зав № 06007 Г осреестр №28822-05

СЭТ4-ТМ.03.01

108079213

А

ТЛО-10

Кт = 0,5S Ктт = 1000/5 № 25433-08

17690

н

н

ТЛО-10

В

17697

С

ТЛО-10

17684

ПС №41 Перекоп 110/35/6кВ, РУ-6кВ, Фидер №5 6кВ

А

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 16687-02

Активная

Реактивная

0

0

0

2

К

н

НАМИТ-10-2

41-2

В

4

1,2

2,5

5.3

5.4

С

к

и

т

е

С

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 36697-12

СЭТ-4ТМ.03М.01

806150319

А

ТЛМ-10

3930

Кт = 0,5 Ктт = 600/5 № 2473-05

Т

Т

В

С

ПС №149 Мясново 110/10/6кВ, РУ-6кВ, 1СШ-6кВ, Фидер №23 6кВ

ТЛМ-10

3343

СИКОН С1 Зав. № 1625 Госреестр № 15236-03

А

Кт = 0,5 Ктн = 6000/100 № 831-53

0

0

2

7

Н

Т

АУВВ

НТМИ-6

В

Активная

Реактивная

1,2

2,5

5,9

4,0

С

к

и

ч

т

е

ч

С

Кт = 0,5S/1,0 Ксч = 1 № 27524-04

СЭТ4-ТМ.03.01

108076262

Примечания:

1.    Характеристики погрешности ИК даны для измерений электроэнергии и средней мощности (30 минут).

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

3.    Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:

-    параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) ин; ток (от 1,0 до 1,2) 1н; cosj = 0,8 инд.; частота (50 ± 0,15) Гц;

-    температура окружающей среды: (23±2) °С для счетчиков активной энергии ГОСТ 30206-94; (20±2) °С для счетчиков реактивной энергии ГОСТ 26035-83.

4.    Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ: для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9 - 1,1) ин1; диапазон силы первичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) 1н1; коэффициент мощности от cos9 (sin9) 0,5 до

1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 40 °С до 40 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 98 % при 25 °С;

-    атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа. для счетчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (от 0,9 до 1,1) ин2; диапазон силы вторичного тока (от 0,01 до 1,2) 1н2; диапазон коэффициента мощности от cos9 (sin9) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    магнитная индукция внешнего происхождения не более 0,5 мТл;

-    температура окружающего воздуха от минус 40°С до 60°С;

-    относительная влажность воздуха не более 90 % при 30 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа. для аппаратуры передачи и обработки данных:

-    параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±1) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 10°С до 50°С;

-    относительная влажность воздуха не более 80 % при 25 °С;

-    атмосферное давление от 84,0 до 106,7 кПа.

-    напряжение питающей сети 0,9-Цном до 1,1Ином;

-    сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном.

5.    Погрешность в рабочих условиях указана для тока 5% 1ном cosj = 0,8 инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков электроэнергии от минус 10 °С до 35°С.

6.    Допускается замена компонентов АИИС КУЭ электроэнергии на аналогичные, утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в таблице 2. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    счетчик - среднее время наработки на отказ: для счетчиков типа СЭТ-4ТМ.03 -90000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1в = 2 ч;

-    УСПД Сикон С70 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч;

-    УСПД Сикон С1 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч;

-    УСВ-1 - среднее время наработки на отказ не менее 44000 часов;

-    Надежность системных решений: наработки на отказ не менее 35000 часов;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т = 41000 ч, среднее время восстановления работоспособности 1в = 1 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания сервера БД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться с помощью электронной почты и сотовой связи;

-    журналах событий счетчика фиксируются факты:

-    попытка несанкционированного доступа;

-    факты связи со счетчиком, приведших к изменениям данных;

-    изменение текущего значения времени и даты при синхронизации времени;

-    отсутствие напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    электросчётчика;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    ИВК;

-    защита на программном уровне информации при хранении, передаче, параметрирование:

-    пароль на счетчике;

-    пароли на сервере, предусматривающие разграничение прав доступа к измерительным данным для различных групп пользователей;

-    ИВК.

Возможность коррекции времени в:

-    электросчетчиках (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    электросчетчик - глубина хранения профиля нагрузки получасовых интервалов не менее 35 суток;

-    ИВК - хранение результатов измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (ПС №149 Мясново, ПС №41 Перекоп, ПС №88 Ясенки).

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность системы автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (ПС №149 Мясново, ПС №41 Перекоп, ПС №88 Ясенки)

Поверка

осуществляется по документу МП 63782-16 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (ПС №149 Мясново, ПС №41 Перекоп, ПС №88 Ясенки). Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2016 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»; МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

-    по МИ 3195-2009 «Государственная система обеспечения единства измерений мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    по МИ 3196-2009. «Государственная система обеспечения единства измерений вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;

-    для счетчиков СЭТ-4ТМ.03 - по документу ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ. Методика поверки согласована с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    для СИКОН С1 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000И1» утвержденным ВНИИМС в 2008 году;

-    для СИКОН С70 - в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С70. Методика поверки ВЛСТ 220.00.000 И1» утвержденным ВНИИМС в 2005 году;

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений 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 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверки, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (ПС №149 Мясново, ПС №41 Перекоп, ПС №88 Ясенки).

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (ПС №149 Мясново, ПС №41 Перекоп, ПС №88 Ясенки)

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

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».