Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО "ННП", 66893-17

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННП» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии и мощности, автоматизированного сбора, обработки, хранения, формирования отчётных документов и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-2001, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-2001, счётчики активной и реактивной электрической энергии (счётчики) в режиме измерений активной электрической энергии по ГОСТ Р 52323-2005 и ГОСТ 30206-94, и в режиме измерений реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52425-2005 и ГОСТ 26035-83, вторичные измерительные цепи и технические средства приёма-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов АИИС КУЭ приведены в таблице 2.

2-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройства сбора и передачи данных на базе контроллеров терминальных TK16L.10, TK16L.11 и контроллера E-422.GSM (УСПД) и каналообразующую аппаратуру.

3-й    уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК) включает в себя основной сервер АО «Самотлорнефтегаз», резервный сервер АО «ННП», программное обеспечение (ПО) «ТЕЛЕСКОП+», радиосервер точного времени РСТВ-01-01 (регистрационный № 40586-12), автоматизированное рабочее место, каналообразующую аппаратуру, технические средства для организации локальной вычислительной сети и разграничения прав доступа к информации.

Измерительные каналы (ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронного счётчика электрической энергии. В счётчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения переменного тока в микропроцессоре счётчика 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 вычисленных мгновенных значений мощности на интервале времени усреднения 30 мин.

Для ИК № 45 цифровой сигнал с выходов счётчика по проводным линиям связи интерфейса EIA-485 поступает на входы УСПД E-422.GSM, где осуществляется накопление

измерительной информации, хранение и передача полученных данных по каналу связи стандарта GSM - на сервер. Для остальных ИК цифровой сигнал с выходов счётчиков по проводным линиям связи интерфейса EIA-485 поступает на входы соответствующих УСПД TK16L.10 и TK16L.11, где осуществляется накопление измерительной информации, хранение и передача полученных данных по каналу связи сети Ethernet на соответствующие CDMA-модемы, и далее по каналу связи технологии CDMA - на основной и резервный серверы. В случае отказа основного сервера используется информация с резервного.

На серверах осуществляется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, её формирование и хранение в базе данных АИИС КУЭ, оформление отчётных документов. Из основного сервера информация в виде xml-макетов формата 80020 и 80040 передаётся в АРМ энергосбытовой компании АО «ЕЭСнК» по каналу связи сети Internet.

Передача информации от АО «ЕЭСнК» в программно-аппаратный комплекс АО «АТС» с электронной цифровой подписью субъекта оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), в АО «СО ЕЭС» и в другие смежные субъекты ОРЭ осуществляется по каналу связи с протоколом TCP/IP сети Internet в виде xml-файлов формата 80020 и 80040 в соответствии с приложением 11.1.1 «Формат и регламент предоставления результатов измерений, состояния средств и объектов измерений в АО «АТС», АО «СО ЕЭС» и смежным субъектам» к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка электрической энергии и мощности.

Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учёта соотнесены с текущим московским временем. Результаты измерений передаются в целых числах кВтч.

АИИС КУЭ имеет систему обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровни ИИК, ИВКЭ и ИВК. АИИС КУЭ оснащена радиосервером точного времени РСТВ-01-01, принимающим эталонные сигналы частоты и времени, передаваемые радиостанцией РБУ, формирующим и выдающим последовательности секундных импульсов, синхронизированных с метками шкалы времени UTC (SU).

Сравнение показаний часов основного и резервного серверов с показаниями часов РСТВ-01-01 осуществляется ежесекундно, корректировка часов каждого сервера производится при расхождении с часами РСТВ-01-01 на величину более ±1 с.

Сравнение показаний часов УСПД с показаниями часов основного сервера осуществляется 1 раз в 30 минут, корректировка часов УСПД производится при расхождении с часами сервера на величину более ±1 с. В случае отказа основного сервера корректировка часов УСПД осуществляется от резервного сервера. Сравнение показаний часов счётчиков с часами соответствующего УСПД осуществляется 1 раз в сутки. Корректировка часов счётчиков производится при расхождении с часами УСПД на величину более ±1 с.

Передача информации от счётчиков электрической энергии до УСПД и от УСПД до сервера реализована с помощью каналов связи. Задержки в каналах связи составляют 0,2 с.

Погрешность СОЕВ составляет не более ±5 с.

Журналы событий счётчиков, УСПД и сервера 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 (ПО) «ТЕЛЕСКОП+» - система коммерческого учёта электроэнергии (установленное на основном сервере) и ПО «ТЕЛЕСКОП+» версии 4.0.4 (установленное на резервном сервере). Метрологически значимая часть ПО указана в таблице 1. ПО обеспечивает защиту измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО «ТЕЛЕСКОП+». Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014. Влияние математической обработки на результаты измерений не превышает ±1 единицы младшего разряда.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО «ТЕЛЕСКОП+»

Таблица 2 - Состав 1-го, 2-го и 3-го уровней ИК АИИС КУЭ и их метрологические характеристики

* Примечания

1    В качестве характеристик погрешности ИК установлены пределы допускаемой относительной погрешности ИК при доверительной вероятности, равной 0,95.

2    Характеристики погрешности ИК указаны для измерений активной и реактивной электроэнергии и средней мощности на интервале времени 30 минут.

3    Основная погрешность рассчитана для следующих условий:

-    параметры сети: напряжение (0,95-1,05)-ин; сила тока (1,0-1,2)/н; Ш8ф=0,9инд. (sin9=0,5); частота (50±0,2) Гц; магнитная индукция внешнего происхождения, не более 0,05 мТл;

-    температура окружающей среды: (20±5) °С.

4    Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

-    параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1)' ин1; диапазон силы первичного тока для ИК №№ 1, 3, 4, 6-14, 19-22, 27-30, 32, 33, 35-38, 42 (0,05-1,2)/н1, для ИК №№ 2, 5, 15-18, 23-26, 31, 34, 39-41, 43-45 (0,01-1,2)/н1; коэффициент мощности cos^ (sin^) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

-    температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

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

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

Для счётчиков электрической энергии:

-    параметры сети: диапазон вторичного напряжения (0,9-1,1)-ин2; диапазон силы вторичного тока (0,01-1,2)/н2; диапазон коэффициента мощности cos^ (sin^) 0,5-1,0 (0,5-0,87); частота (50±0,2) Гц;

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

-    температура окружающего воздуха для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03 от минус 40 до плюс 60 °С; для счётчиков типа ЕвроАЛЬФА от минус 40 до плюс 70 °С

-    относительная влажность воздуха для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03 не более 90 % при плюс 30 °С; для счётчиков типа ЕвроАЛЬФА не более 95 % при плюс 30 °С;

-    атмосферное давление для счётчиков типов СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03 от 70,0 до 106,7 кПа; для счётчиков типа ЕвроАЛЬФА от 60,0 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 40 до плюс 60 °С;

-    относительная влажность воздуха не более 95 % при плюс 35 °С;

-    атмосферное давление от 70,0 до 106,7 кПа.

5    Погрешность в рабочих условиях для ИК №№ 1, 3, 4, 6-14, 19-22, 27-30, 32, 33, 35-38, 42 указана для силы тока 5 % от !ном, для ИК №№ 2, 5, 15-18, 23-26, 31, 34, 39-41, 43-45 -для силы тока 2 % от !ном, cosф=0,8инд и температуры окружающего воздуха в месте расположения счётчиков электроэнергии от плюс 10 до плюс 30 °С.

6    Допускается замена ТТ, ТН и счётчиков на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, перечисленными в таблице 2. Допускается замена УСПД и РСТВ-01-01 на аналогичные утвержденных типов. Замена оформляется актом в установленном собственником АИИС КУЭ порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

7    Все типы средств измерений, представляющих измерительные компоненты АИИС КУЭ, должны быть утвержденного типа и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений (ФИФ).

-    в качестве показателей надежности измерительных трансформаторов тока и напряжения, в соответствии с ГОСТ 1983-2001 и ГОСТ 7746-2001, определены средний срок службы и средняя наработка на отказ;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03М - среднее время наработки на отказ не менее Т=165000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03 - среднее время наработки на отказ не менее Т=90000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    счётчик ЕвроАЛЬФА - среднее время наработки на отказ не менее Т=50000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    контроллер E-422.GSM - среднее время наработки на отказ не менее Т=55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=24 ч;

-    TK16L.10, TK16L.11 - среднее время наработки на отказ не менее Т=55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=24 ч;

-    РСТВ-01 - среднее время наработки на отказ не менее Т=55000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=2 ч;

-    сервер - среднее время наработки на отказ не менее Т=20000 ч, среднее время восстановления работоспособности tв=1 ч.

Надежность системных решений:

-    защита от кратковременных сбоев питания сервера и УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

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

В журналах событий фиксируются факты:

-    журнал счётчика:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счётчике.

-    журнал УСПД:

-    параметрирования;

-    пропадания напряжения;

-    коррекции времени в счётчике и УСПД;

-    пропадание и восстановление связи со счётчиком.

Защищённость применяемых компонентов:

-    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    счётчика электрической энергии;

-    промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

-    испытательной коробки;

-    УСПД;

-    сервера.

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

-    счётчика электрической энергии;

-    УСПД;

-    сервера.

Возможность коррекции времени в:

-    счётчиках электрической энергии (функция автоматизирована);

-    УСПД (функция автоматизирована);

-    ИВК (функция автоматизирована).

Возможность сбора информации:

-    о состоянии средств измерений;

-    о результатах измерений (функция автоматизирована).

Цикличность:

-    измерений 30 мин (функция автоматизирована);

-    сбора 30 мин (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    счётчик электрической энергии СЭТ-4ТМ.03М и СЭТ-4ТМ.03 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 114 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    счётчик электрической энергии ЕвроАЛЬФА - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 180 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    контроллер E-422.GSM - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

-    TK16L.10, TK16L.11 - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 4 лет;

-    сервер - хранение результатов измерений, состояний средств измерений - не менее 3,5 лет (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

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

Таблица 3 - Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется по документу МП 66893-17 «Система автоматизированная информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННП». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ООО «ИЦРМ» 19.01.2017 г.

Документы на поверку измерительных компонентов:

-    ТТ по ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

-    ТН по ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки»;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03М - в соответствии с документом ИЛГШ.411152.145РЭ1 «Счётчики электрической энергии многофункциональные СЭТ-4ТМ.03М, СЭТ-4ТМ.02М. Руководство по эксплуатации. Часть 2. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 04 мая 2012 г.;

-    счётчик СЭТ-4ТМ.03 - в соответствии с методикой поверки ИЛГШ.411152.124 РЭ1, являющейся приложением к руководству по эксплуатации ИЛГШ.411152.124 РЭ, согласованной с руководителем ГЦИ СИ ФГУ «Нижегородский ЦСМ» 10 сентября 2004 г.;

-    счётчик ЕвроАЛЬФА - в соответствии с документом «Методика поверки. Многофункциональный микропроцессорный счётчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА)», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 1998 г.;

-    контроллер E-422.GSM - в соответствии с документом АВБЛ.468212.062 МП «Контроллеры E-422.GSM. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2011 г.;

-    TK16L.10, TK16L.11 - в соответствии с документом АВБЛ.468212.037 МП «Контроллеры терминальные TK16L.10, TK16L.11. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2008 г.;

-    РСТВ-01 - в соответствии с документом ПЮЯИ.468212.039 МП «Радиосерверы точного времени РСТВ-01. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИФТРИ»

30.11.2011 г.

Основные средства поверки:

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

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

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный № 27008-04);

- 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 %.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) АО «ННП»

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